МД: Анализ разработки Северо-Даниловского месторождения с целью совершенствования системы разработки

4 Специальная часть

В данной части проекта, на основании приведенных в технологической части - анализа системы разработки и сравнения проектных и фактических ее показателей, и построенной геологогической модели предлагаются к рассмотрению 3 варианта дальнейшей разработки и выбор приоритетного варианта.

. 4.1 Обоснование расчетной геолого-физической модели, принятой методики прогноза показателей разработки

Определение технологических показателей разработки осуществлялось на основе геолого-технологической модели месторождения. Подобные модели характеризуются комплексным совместным использованием геологических и гидродинамических моделей пласта и представляют совокупность:

• автоматизированных банков геологических, геофизических и геолого-промысловых данных;

• детальной трехмерной адресной геолого-математической модели залежи;

• трехмерных фильтрационных моделей процессов разработки.

Модель строилась в соответствии с требованиями и рекомендациями регламента и методических указаний по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.

В качестве математического обеспечения для создания гидродинамической модели Северо-Даниловского месторождения использовались сертифицированные программные комплексы Irap RMS v.7.01 и Tempest MORE v.6.0 (прошедший тестирование SPE в соответствии с требованием Регламента по моделированию), широко используемые как в России, так и за рубежом.

При построении фильтрационной (гидродинамической) модели продуктивных пластов Северо-Даниловского месторождения за основу бралась детальная трехмерная геологическая модель, построенная в рамках работы, и построенная в программном комплексе геологического моделирования «ПанТерра».

Выбор типа модели

Использовалась трехфазная трехкомпонентная модель фильтрации, в которой рассматриваются три фильтрующихся флюида: вода, нефть, газ – без учета их реального компонентного состава (black oil model).

Обоснование размерности сетки и схемы выделения слоев

В общем случае геометрия фильтрационной сетки отличается от геологической и необходимо корректно выполнять процедуру трансформации полей геологической модели с использованием методов осреднения и расчета эффективных параметров (Upscaling).

Расчетная сетка и поля фильтрационных параметров гидродинамической модели Северо-Даниловского месторождения были получены в результате применения технологии укрупнения (upscaling) ячеек геологической модели, с использованием программного комплекса Irap RMS (Roxar).. Упрощение геометрического строения, происходящее при переходе от геологической модели к фильтрационной гидродинамической модели, обусловлено необходимостью проводить компьютерные расчеты при экономически допустимых затратах машинного времени.

Построение сетки моделируемого объекта, в соответствии с рекомендациями регламента, основывалось на следующих принципах:

• учет всех крупномасштабных деталей строения пласта (неоднородность, слоистость, выклинивания, сбросы);

• обеспечение необходимой точности решения конечно-разностных фильтрационных уравнений за счет задания необходимого числа узлов сетки между скважинами (не менее трех);

А нализ чувствительности проводился путем численных расчетов на участке Северо-Даниловского месторождения – участок Северный-1 Центральной залежи, который представляет собой обособленную зону на северном крыле Северо-Даниловской структуры, вскрытую 29 скважинами (рис.4.1).

Стратиграфический экран в виде выступа фундамента и его коры выветривания ограничивает участок с юга, а литологическое замещение пласта - с севера.

На рассматриваемом участке выделены три основных нефтеносных пласта: П1, П2 и КВ. Пять эксплуатационных скважин, в том числе и разведочная 10146Р, вскрыли газонасыщенные коллектора пласта П1 (а.о.1627.1), также была установлена газоносносность коры выветривания (ГНК принят единым для всего месторождения). ВНК для пластов П1 и П2 залежи Северная-1 является единым и принят на отметке 1675м.

В качестве базовой модели была использована непосредственно геологическая модель Северо-Даниловского месторождения, из которой был «вырезан» рассматриваемый участок залежи. Ячейки геологической модели имеют равную мощность 0.4 м, характер напластования «сверху», выклинивание пластов «снизу», размер ячеек в плане 100100м.

Сравнительные расчеты проводились при укрупнении размеров ячеек модели, увеличением их мощности на пластах П1 и П2; размеры ячеек пласта КВ оставались постоянными для всех расчетных вариантов и составляли 1001005м. Осреднение параметров геологической модели в ячейках проводилось на основе процедуры Upscaling с использованием взвешивания по соответствующим объемным характеристикам и с использованием метода диагонального тензора для расчета проницаемости. Всего было рассмотрено шесть вариантов модели (табл.4.1), сопоставление технологических показателей эксплуатации участка по сравнению с расчетами на геологической модели (первый вариант) представлены на рис.4.2.

Рис.4.2 Сопоставление относительной ошибки расчета добычи нефти и жидкости после уменьшения количества слоев геологической модели

Таблица 4.1- Характеристики гидродинамических моделей участка Северный-1, использованных для анализа чувствительности модели к размерности сетки

Представленные графики, иллюстрирующие относительное отклонение показателей добычи скважин для гидродинамических моделей с различным количеством слоев, позволяют сделать вывод о том, что увеличение мощности ячейки, относящейся к пластам П1 и П2 более чем на 2 метра приводит к погрешности расчета более 10%. Поэтому при построении гидродинамической модели всей залежи мощность расчетных ячеек этих пластов выбиралась не более 2-х метров рис. 4.3.

Единая гидродинамическая модель Северо-Даниловского месторождения подразумевает совместную разработку пластов П1, П2, Т1 и КВ. Трехмерная расчетная сетка состоит из I_xJ_yK_z=31019043 ячеек (всего 25352700 ячеек, из них 550000 активных).

В плане размеры ячеек составляют 100м100м. В периферийной области расчет происходил с использованием опции Coarcsening (укрупнение ячеек).

Рис. 4.3 Схема выделения слоев для гидродинамического моделирования

К ачество процедуры трансформации параметров модели оценивалось путем сопоставления дифференциальных характеристик: эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин, а также средних параметров по скважинам (РИГИС) и в гидродинамической модели, гистограммам распределения параметров по проницаемым интервалам в скважинам и в ячейках гидродинамической модели, а также по интегральным параметрам: запасы нефти и газа. Результаты трансформации представлены в таблице 4.2, и на рис.4.4-4.6.

Рис .4.4 Сравнение абсолютных отметок границ пластов по скважинам и

в гидродинамической модели

Рис .4.5 Сравнение средних по пластам параметров по скважинам и ячейкам гидродинамической модели, вскрытых скважинами

Рис.4.6 - Гистограммы распределения геологических параметров по скважинам (РИГИС) и в межскважинном пространстве (модель)

Таблица 4.2 - Северо-Даниловское месторождение

Сопоставление запасов нефти по геологической и гидродинамической модели в пределах лицензионного участка)

Пласт	Запасы нефти, тыс.т геологическая модель	Запасы нефти, тыс.т гидродинамическая модель	Относительная ошибка, %
П	56902.7	57639.4	1.3
Т	1402.2	1178.1	-16.0
КВ	15566.7	19076.8	22.5
В целом	73871.6	77894.4	5.4

Ремасштабирование геологической модели отразилось на цифре подсчитанных суммарных геологических запасов углеводородов с погрешностью, которая не превышает 6%.

Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления и свойства флюидов

Относительные фазовые проницаемости

Ввиду отсутствия данных экспериментальных исследований по Северо-Даниловскому месторождению исходные зависимости относительных фазовых проницаемостей K_o и K_w (соответственно для нефти и воды) от водонасыщенности (форма кривых) в системе нефть-вода брались в соответствии с данными испытаний образцов керна Ловинского месторождения, приведенными в работе. В результате адаптации форма кривых была изменена (см. рис.4.7., где жирными точками помечена исходная форма).

Рис.4.7 - Сравнение относительных фазовых проницаемостей, использованных в модели Северо-Даниловского месторождения, с масштабированными данными по керну. Система нефть-вода

В модели использовался известный принцип масштабирования, когда в каждой ячейке относительные фазовые проницаемости задаются как функции водонасыщенности S_w, критической водонасыщенности S_wc (максимальная S_w, при которой K_w=0) и критической нефтенасыщенности S_oc (максимальная S_o, при которой K_o=0).

; (4.1)

При этом функции F₁ и F₂ задаются один раз для некоторых выбранных значений критической водонасыщенности и нефтенасыщенности (в модели это S_wc =0.3 и S_oc=0.26). При таком подходе необходимо задавать в каждой ячейке значения S_wc и S_oc. Значение S_wc в ячейке принималось равным величине связанной водонасыщенности (К_во) в этой ячейке и находилось по выявленным петрофизическим зависимостям К_во от пористости К_п.(рис.5.8).

Рис.4.8 - Зависимость остаточной водонасыщенности от эффективной пористости для пласта П1 Северо-Даниловского месторождения

Полученный таким образом массив значений S_wc приводился в соответствие с массивом нефтенасыщенности S_о, полученным в результате применения процедуры UPSCALING из геологической модели. В ячейках, где S_wc+S_о>1, принималось S_wc=1-S_о, а в ячейках, где S_wc+S_о1 (например, в переходной зоне), S_wc не изменялось. В дальнейшем, при проведении адаптации в окрестности каждой добывающей скважины значения S_wc немного подправлялись таким образом, чтобы обеспечить моделирование фактической обводненности продукции в первый месяц работы скважины.

Величина остаточной нефтенасыщенности задавалась на основании анализа результатов лабораторных исследований по вытеснению нефти водой на образцах керна пластов П2, для месторождений Шаимского нефтегазоносного района (Трехозерное, Мортымья-Тетеревское) и на образцах керна собственно Северо-Даниловского месторождения. По пласту П1 и П2 остаточная нефтенасыщенность принята равной 0.26, по пластам Т1 и КВ – 0.31 и 0.35 соответственно (рис.4.9).

Рис.4.9 - Зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной по результатам исследования керна пласта П1 Северо-Даниловского месторождения

В таблице 4.3 представлены средние значения остаточной нефтенасыщенности по пластам Шаимского района.

Таблица 4.3 - Средние значения остаточной и начальной нефтенасыщенностей для пластов Северо-Даниловского месторождения, принятые в гидродинамическом моделировании.

Пласт	Начальная нефтенасыщенность	Остаточная нефтенасыщенность	Коэффициент вытеснения (модель)
П	0.681	0.260	0.62
Т	0.498	0.310	0.38
КВ	0.576	0.35	0.39

Экспериментальные данные по вытеснению нефти газом в присутствии связанной воды для Северо-Даниловского месторождения проводились для системы керосин-азот. Поэтому при построении кривых относительных фазовых проницаемостей нефти K_og и газа K_g в системе газ-нефть использовались эти экспериментальные данные по вытеснению газом керосина на образцах керна Северо-Даниловского, а также Северо-Даниловского и Мансингьянского месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Величина критической нефтенасыщенности (остаточная нефтенасыщенность в газовой шапке) в системе газ-нефть в модели принята равной S_ogc=0.10 (для всего месторождения) в соответствии с исследованиями керна Северо-Даниловского месторождения. Величина критической газонасыщенности согласно данным измерений работы лежит в пределах от нуля до одной десятой и принята в модели равной S_gc=0.07 для всего месторождения.

Вначале форма кривой была получена в результате обработки экспериментальных данных с использованием программы SCAL (Schlumberger), затем кривая модифицировалась по результатам истории разработки.

Рис.4.10. Сравнение относительных фазовых проницаемостей, использованных в модели Северо-Даниловского месторождения, с масштабированными данными по керну. Система нефть-вода.

В ячейках, в которых подвижны все три фазы, программа-симулятор MORE, используя заданные пары фазовых проницаемостей для систем: нефть-вода и газ-нефть, рассчитывает относительные фазовые проницаемости (рис.4.10) для каждой фазы по известным формулам второго метода Стоуна.

Экспериментальные данные по капиллярному давлению Pc отсутствуют. Поэтому была использована опция программного комплекса, обеспечивающего гравитационно-капиллярное равновесие начального состояния системы.

Капиллярное давление в системе газ-нефть принималось равным нулю. В начальном состоянии жидкая фаза внутри газовой шапки неподвижна (присутствуют только связанная вода и остаточная нефть), что гарантирует отсутствие в модели перетоков свободного газа под действием гравитационных сил.

PVT свойства

PVT свойства флюидов в модели задавались в соответствии с результатами экспериментов на глубинных пробах флюидов, отобранных из пластов месторождения в соответствии с действующим отраслевым регламентом.

Плотность воды на поверхности и в пластовых условиях принималась равной соответственно 1010 и 995 кг/м³, сжимаемость воды ‑ 0.000047 1/бар, вязкость ‑ 0.45 спз. Средняя по месторождению плотность дегазированной нефти в поверхностных условиях бралась равной 838 кг/м³, относительная плотность (по воздуху) газовой фазы ‑ 0.845. Пластовая температура постоянна по месторождению: Т=70 С.

По имеющимся в наличии экспериментальным данным просматривается тенденция уменьшения давления насыщения с увеличением глубины. Давление насыщения в модели задавалось для каждого моделируемого пласта отдельно в соответствии с результатами экспериментов. Другими словами, все месторождение разделялось на три PVT-региона: П1, П2+Т и КВ.

Известным недостатком приближения “black-oil”является привязка свойств флюидов к выбранным PVT-регионам. Перетекая из одного региона в другой, нефть приобретает свойства нового региона. С другой стороны, в данном случае использование только одного региона с усредненными свойствами не оправдано с физической точки зрения.

Соответственно выбранным регионам задавались давление насыщения, объемный коэффициент нефти Во и газосодержание нефти.

При подсчете запасов учитывалось, что часть нефтесодержащей площади модели не принадлежит Северо-Даниловскому месторождению. Использованные в модели PVT свойства нефти для пласта П1 приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Принятые в модели PVT свойства нефти пласта П1

Северо-Даниловского месторождения

P, бар	Bo, м3/м3	o, спз	rs, 103м3/м3	(dBo/dP)/Bo, бар-1	(d/dP)/, бар-1
1	1.19	1.4	0.0001
110,9	1.29	1.35	0.0881	0.000164	0.0013
173	1.35	1.33	0.1200
300	1.55	1.30	0.1800

Сжимаемость газовой фазы задавалась такой, чтобы запасы свободного газа в гидродинамической модели были близки запасам свободного газа в геологической модели. Использованные в модели PVT свойства свободного газа приведены в таблице 4.5. Содержание нефти в газовой фазе принималось равным нулю.

Таблица 4.5 - Принятые в модели PVT свойства газа Северо-Даниловского месторождения

P, бар	Bg, м3/103м3	g, спз
1.014	935.95	0.008
18.3	67.9	0.0096
173.4	7.27	0.0208
621.5	2.13	0.047