Бантюков О., Петряєв М., відділ БД ВАТ "Самотлорнафтогаз" ТНК-BP, Нижньовартовськ.

Самотлорське родовище унікальне як за своєю геологічною будовою, так і з точки зору проблем, які вирішуються протягом усієї тривалої історії його розробки. Це родовище, одне з найбільших у світі, було відкрито у 1965 році та за час розробки принесло до бюджету держави близько 250 млрд. доларів. З надр Самотлора вже отримано близько 2, 3 млрд. тонн нафти, пробурено майже 17 000 свердловин. Пік видобутку припав на 1980-ті роки. В даний час, для продовження та розвитку ефективної експлуатації родовища потрібно широкомасштабне впровадження нових технологій видобутку нафти, підвищення ефективності геолого-технічних заходів та, відповідно, повне володіння інформацією про надра та активи в цілому.

Виявляти та вирішувати широкий спектр проблем у різних галузях експлуатації родовищ фахівцям компанії допомагають сучасні інформаційні технології, у тому числі ГІС, які вже протягом багатьох років використовуються для роботи з просторовими даними.

Протягом усієї історії розробки Самотлорського родовища використовувалися дані геофізичних досліджень, але порівняно недавно з'явилася можливість інтеграції цих та інших даних у технологіях тривимірного геолого-математичного моделювання, інтегрованих з ГІС. Реалізація даної інтеграції в рамках як проектних, так і оперативних робіт з геолого-гідродинамічного моделювання допомогла модернізувати наявні бази даних, дозволила виявляти та виправляти неточності та помилки у даних.

Результати цих робіт, поряд із вимогами до ліцензійних, проектних та екологічних нормативів, що посилюються, визначили актуальність моніторингу станувільного газу як основного фактора енергетичного стану Самотлорського родовища. Збереження газової шапки також є однією з умов виконання ліцензійних угод.

У ситуації, що склалася визначилися пріоритетні завдання досліджень, що ведуться:

- Визначення поточного положення газонафтового контакту (ДНК);

- Визначення поточного обсягу вільного газу.

Для вирішення цих завдань необхідно враховувати певні моменти історії розробки родовища. Так, зокрема, проектом розробки не передбачався промисловий видобуток вільного газу. Для мінімізації потенційного впливу газової шапки, початковий розмір якої оцінено більш ніж у 180 млрд.куб.м, на процес розробки в рамках проектних рішень було здійснено її відсікання бар'єрними рядами нагнітальних свердловин.

На жаль, у минулому на розробку вплинула низка факторів технологічного та технічного характеру: відсутність можливості вимірів обсягу та визначення безпосередніх джерел газу, що видобувається в АГЗУ (групова замірна установка), недостатній контроль обсягів утилізації газу, впровадження газліфтного способу видобутку та використання для цієї мети газу.

З огляду на відсутність достатньої інформації моніторинг стану газової шапки перетворився на вкрай складне, але дуже актуальне завдання. І хоча виконання даної роботи було доручено підрядній проектній організації, з боку ВАТ «Самотлорнафтогаз» також була спроба її вирішення на основі застосування ГІС-інструментів програмного забезпечення ArcGIS 9, що давно використовується в компанії у відділі БД. Дане програмне забезпечення легко настроюється відповідно до вимог користувачів, має розвинений набір функцій та інструментів. Повна сумісністьскладових його модулів та широкі можливості взаємодії з іншими інформаційними технологіями дозволяють успішно вирішувати багато завдань, пов'язаних із просторово-часовим аналізом, картуванням та моделюванням даних з розробки родовища.

Технологія побудови цифрових карток поточних газонасичених товщин полягала в наступному. Як вихідні дані щодо визначення поточного характеру насичення були використані результати інтерпретації промислово-геофізичних досліджень за останні шість років по 1300 свердловинах (близько 3250 вимірювань, див. рис. 2). Зі всього масиву геофізичної інформації особлива увага приділялася параметрам газоносищенності.

Далі було здійснено завантаження в ГІС декількох наборів даних:

- Координати пластоперетинів по групі пластів АВ;

- Початковий характер насичення, отриманий зі звіту з перерахунку запасів нафти та газу;

- Поточний характер насичення, отриманий за результатами інтерпретації промислово-геофізичних досліджень;

— Початковий зовнішній контур ДНК зі звіту щодо перерахунку запасів нафти та газу Самотлорського родовища.

Поточна газонасичена товщина визначалася по кожній свердловині з урахуванням результатів досліджень кожного продуктивного інтервалу. Значення заміщених газонасичених товщин розраховувалися як різниця між початковими та поточними товщинами.

При побудові карт товщини використовувався модуль Geostatistical Analyst. Вхідний метод інтерполяції Кригінг – це відносно швидкий інтерполятор, який може бути жорстким або згладженим залежно від моделі помилки вимірювань, що використовується. Якщо дані просторово безперервні та їх значення подаються у вигляді багатовимірного нормального розподілу, а також відома кореляціябагатомірного розподілу, то кригінг є оптимальним інтерполятором. Цей метод дуже гнучкий і припускає вивчення просторової автокореляції даних. Кригінг використовує статистичні моделі, що дозволяє отримувати на виході різні карти, включаючи карти проінтерполованих значень, стандартних інтерполяцій помилок, ймовірності і т.д.

В результаті аналізу всієї наявної промислово-геофізичної інформації з використанням методів інтерполяції було побудовано карти заміщених та поточних газонасичених товщин, що дозволяють певною мірою оцінити поточні межі газоносності та межі заміщення газу різними типами рідини.

Аналіз отриманих карток свідчить про тенденцію зменшення газової шапки, що підтверджується і результатами останніх робіт з підрахунку запасів вуглеводнів Самотлорського родовища.

Локальні зміни в газовій шапці здебільшого пов'язані з порушенням техстану нагнітального фонду свердловин та його впливом на нижчі пласти. Значні за площею ділянки витіснення газу пластом АВ1(3) у південно-східній частині родовища приурочені до зон злиття пластів АВ1(3) і АВ2-3, де були розміщені нагнітальні свердловини для бар'єрного заводнення з метою запобігання перетіканню газу з пласта АВ1(3) ) у пласт АВ2-3.

Проведене дослідження продемонструвало високий потенціал комплексного використання та інтерпретації геофізичних даних. Для вирішуваного завдання особливо цінними виявилися нейтронні методи різної модифікації:

- Для визначення наявності або відсутності газу (на якісному рівні) використовується нейтронний каротаж з теплових нейтронів (НКТ);

- Для визначення складу рідини, що заміщає (нафта-вода) -імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж (ІННК); Вуглегідно-кисневий каротаж (УКК), що застосовується з 1999 року.

Одним з найважливіших результатів цієї роботи стала можливість зіставлення та аналізу карт початкових і поточних газонасичених товщин. Необхідно відзначити, що результати проведеного аналізу відразу виявилися затребуваними та використаними в оперативній роботі з управління розробкою родовища на рівні нафто-газодобувного підприємства.

Звичайно, виконана робота не претендує на те, щоб вважатися остаточним та повномасштабним вирішенням усіх завдань, пов'язаних із розробкою родовищ та моніторингом стану газової шапки. Тим не менш, вона має великий потенціал подальшого розвитку на основі комплексного підходу до аналізу різноманітних даних, у тому числі за допомогою ГІС, комплексного використання методологічних підходів та засобів геолого-гідродинамічного моделювання.