3.15 Прогноз процесса разработки с помощью адаптированной адресной

фильтрационной модели

Расчет вариантов разработки

Воспроизведение истории разработки с использованием симу-лятора дает возможность не только уточнить модель объекта, но и наметить ряд перспективных с точки зрения технолога прогнозных вариантов дальнейшей разработки объекта. С помощью геолого-технологической модели осуществляется прогноз технологических показателей этих вариантов разработки и оценивается их эффек­тивность, осуществляется выбор режимов работы скважин и ГТМ по управлению процессом разработки.

Последовательность действий:

• расчет базового варианта разработки;

• определение структуры подвижных текущих запасов;

• выбор способов эксплуатации скважин;

• выбор режимов работы скважин и ГТМ по управлению процессом разработки;

• прогноз процесса разработки при различных мероприятиях по регулированию процесса;

• расчет технологических показателей;

• расчет экономических показателей;

• выдача технико-экономических показателей по формам Регламента составления проектных документов на разработку неф­тяных и газонефтяных месторождений.

С помощью технико-экономического анализа выбирается оп­тимальный вариант управления процессом разработки на заданный период времени.

На базе модели фильтрации решается задача управления разра­боткой при следующих управляющих воздействиях:

• дебиты жидкости или забойные давления на скважинах;

• номера скважин, на которых необходимо произвести смену насосного оборудования;

• номера скважин, переводимых из добывающих в нагнета­тельные;

• номера проектных скважин и время их ввода в эксплуата­цию из бурения;

• координаты и время ввода в эксплуатацию из бурения скважин из некоторого допустимого множества, не предусмотрен­ного в предыдущем проекте разработки;

• координаты и времена ввода новых технологических объ­ектов — ДНС, КНС, РЗУ, систем нефтегазосбора и поддержания пластового давления.

Методы нахождения оптимальных управлений разработки мак­симально учитывают специфику уравнений фильтрации. Расчет оптимальных способов эксплуатации добывающих скважин произ­водится по технико-экономическому критерию. Выбираются такие способы добычи нефти, которые обеспечивают наименьшие затра­ты при соблюдении технологических ограничений на оборудование скважин и его соответствии условиям эксплуатации.

Производится также оптимизация динамики добычи нефти при заданной технологии разработки месторождения. Экономиче­ский эффект оптимизации динамики добычи нефти достигается за счет оптимального соотношения периода эксплуатации месторож­дения (срока извлечения запасов) и максимального уровня добычи нефти, газа, жидкости и закачки рабочего агента в пласт. Также учитывается соотношение вводимых мощностей (по добыче, тех­нологической подготовке нефти к транспорту, заводнению пла­стов, очистке сточных вод) и срока окупаемости капитальных вложений.

В фильтрационной модели, кроме того, производится оптими­зация режимов работы скважин, обеспечивающих в рамках утвер­жденного проекта разработки максимум суммарной добычи за пла­нируемый период.

На этой стадии моделирования к параметрам фильтрационной модели, характеризующим строение продуктивного пласта, добав­ляются геолого-промысловые и технические данные о конструкци­ях скважин, интервалах перфорации, месячных дебитах и расходах фаз, коэффициентах продуктивности, пластовых и забойных давле­ниях, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП.

Качество решения поставленной проблемы в большей степени определяется правильностью задания информации о скважинах. Для ввода исходных данных о скважинах должна присутствовать следующая информация:

• координаты скважины на сетке. В случае многопластовой залежи или горизонтальной скважины количество координат опре­деляется числом вскрытых ячеек;

• номер скважины и принадлежность к группе по критериям управления;

• коэффициент эксплуатации;

• коэффициент продуктивности;

• радиус скважины;

• скин-фактор.

Режим работы скважины на конкретные даты:

• забойное давление;

• давление на устье;

• депрессия;

• дебит нефти;

• дебит воды;

• дебит жидкости;

• дебит газа.

Задается лишь один из возможных режимов работы скважины, который может изменяться в процессе эксплуатации.

Расположение скважины и задание перфорации по блокам.

Каждая скважина может быть перфорирована в нескольких слоях продуктивного пласта. Связь между стволом скважины и ка­ждым из вскрытых ее блоков задается на основе исходных данных. Данная скважина может иметь любое число вскрытых блоков.

Связи, принадлежащие данной скважине, могут располагаться не только по одной и той же вертикальной колонке блоков сетки (вертикальные скважины), но и по различным осям. Это позволяет создавать модели наклонных скважин. Кроме того, скважина может вскрывать несколько блоков сетки в пределах одного и того же само­го слоя, позволяя моделирующей программе учитывать горизон­тальные скважины. Естественно, для управления работой скважины следует использовать не только критерии для всей скважины, но и от­дельных ее блоков и слоев при трехмерном мониторинге разработки.

Моделирование автоматически прекращается, если все добы­вающие скважины отключены по заданному критерию или по дос­тижению заданного срока моделирования.

Контроль за разработкой осуществляется в программах автома­тически. Рекомендованные геолого-технологические мероприятия фиксируются в соответствующих выходных файлах.

Расчеты на модели позволяют описать характер и степень вы­работки запасов нефти на основании анализа полей распределения иасыщенностей флюидов и удельных остаточных запасов нефти, условия и особенности продвижения закачиваемых вод, степень охвата пластов воздействием рабочего агента, распределение оста­точных запасов нефти.

Расчет технологических вариантов разработки и представление результатов расчетов производятся в соответствии с [11].

Выбор способов эксплуатации скважин

Результаты гидродинамических расчетов обрабатываются для получения на их основе необходимых технологических проектных показателей в соответствии с требованиями отраслевых документов по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных место­рождений. Способы эксплуатации скважин определяются по суще­ствующей в отрасли методике: для каждой скважины по годам рас­четного периода определяются среднесуточный дебит и обводнен­ность продукции, на основании этих параметров из таблицы задан­ных технологических способов находится способ эксплуатации сква­жин для каждого года разработки.

Полученные в результате гидродинамических расчетов техно­логические показатели по скважинам преобразуются в результате суммирования в проектные показатели по участку: фонд скважин, добыча и закачка. При этом учитывается разделение скважин по их типам. В соответствии с обоснованной динамикой разбуривания и последовательности ввода в разработку отдельных участков рас­считываются технологические показатели разработки месторожде­ния. Эти показатели (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды, ввод скважин, их фонд и т. п.) определяются умножением соответ­ствующих значений показателей участков на ввод их в текущем году с последующим суммированием полученных результатов по годам ввода в разработку.

Варьированием ввода участков по годам разработки (измене­нием матрицы ввода) возможно получение разных технологических вариантов разработки, отличающихся темпом отбора запасов нефти, значением технологических показателей. По вводу и выбытию до­бывающих и нагнетательных скважин участков и вводу последних по годам разработки определяются ввод, выбытие и фонд вышена­званных скважин для месторождения; при этом производится округление числа скважин до целого значения. Поскольку технологиче­ские показатели обрабатываемых участков часто занимают объем, превышающий оперативную память ЭВМ, считывание их из набора данных и обработка осуществляются частями и по типам участков.

На основе полученных суммарных показателей и дополнитель­ных параметров (ввода специальных скважин, глубины их бурения и т. д.) определяются технологические показатели разработки ме­сторождения в целом.

Расчет экономических показателей производится по методике экономической оценки технологических вариантов разработки, при­веденной в Регламенте составления проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [11], или по ме­тодикам, принятым в нефтяных компаниях.