Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений

5. Постоянно действующие геолого-технологические модели

5.1. Общая характеристика постоянно-действующих геологотехнологических моделей

Особенностью разрабатываемых в настоящее время нефтяных месторождений является наличие значительной доли запасов, относимых к категории трудноизвлекаемых. При разработке залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы, требуется детальное и обстоятельное изучение каждой добывающей и нагнетательной скважины и эксплуатации залежи на каждом отдельном участке, характеризующемся своими особенностями работы. Поиск наиболее эффективного решения требует в этих условиях выполнения расчетов для большого числа различных вариантов, в которых следует рассматривать возможные режимы работы скважин, различные сетки их размещения, системы перфорации прослоев, даты начала поддержания пластового давления, системы заводнения и др.

В этих условиях трехмерные математические модели имеют преимущества перед всеми другими методическими подходами. Построение таких моделей позволяет глубже понять происходящие в объекте процессы, конкретизировать представления о его геологическом строении, свойствах коллекторов, особенностях разработки пластов. Моделирование дает возможность определить, что оказывает основное влияние на темпы и полноту выработки запасов в конкретных условиях.

При трехмерном математическом моделировании выполняется:

1)детальное описание геологической неоднородности (распределение по объему залежи величин эффективных нефте-, газо- и водонасыщенных толщин, пористости, абсолютной проницаемости, начальных насыщенностей флюидами, относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды);

2)совместный учет проявления различных видов энергии при разработке залежей (упругоемкость породы и флюидов, активность водонапорной системы пласта, энергия выделившегося из нефти газа, влияние гравитации, различных вариантов ППД и др.);

3)проведение расчетов технологических показателей работы по каждой скважине (с изменением режима их работы и продуктивности после проведения различных геолого-технических мероприятий, учета очередности ввода в эксплуатацию, ввода в отработку на нефть нагнетательных скважин и т. д.);

4)учет изменения геолого-физических условий извлечения нефти, внесенных работой существующего фонда скважин (пластовое давление; извлеченные объемы нефти, воды и газа; интерференция; изменение физических свойств пород, пластовых флюидов);

5)согласование всех накопленных по объекту данных и знаний, в том числе приведение в соответствие геологических и технологических данных по каждой скважине.

31

Адресная постоянно действующая геолого-технологическая модель —

это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде трехмерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке нефтяных и газовых залежей, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода разработки месторождения.

Математическая модель представляет собой систему дифференциальных уравнений, объединяющих уравнение сохранения массы, уравнение движения (закон Дарси) и уравнение состояния с учетом начальных и граничных условий. Аналитическим путем такая система уравнений не может быть решена и для ее решения составляется численная модель, в основу которой положена итеративная конечно-разностная (или конечно-элементная) схема решения. Схема эта может быть явная по насыщенности и неявная по давлению или полностью неявная как по насыщенности, так и по давлению. Для решения уравнений численной модели составляются алгоритм решения и компьютерная программа расчетов.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

-цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

-цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

-цифровых двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

-программных средств построения, визуализации, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых (геологических) запасов нефти, газа и конденсата;

-программных средств для пересчета параметров геологической модели

впараметры фильтрационной модели и их корректировки;

-программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим ограничениям и критериям;

-программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления новых данных в процессе освоения и разработки месторождения;

-программных средств выдачи таблиц и отчетной графики согласно «Регламенту» [17], хранения и архивации получаемых результатов.

Цифровую фильтрационную (гидродинамическую) модель (ФМ) можно рассматривать как представление объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором:

-идентификаторов и параметров геологической модели;

-фильтрационных параметров — относительных фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, данных РVТ и др.;

32

- массива данных по скважинам, который содержит интервалы перфорации, радиусы скважин, пластовые и забойные давления, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициентах продуктивности (приемистости) скважин, сведения о проведенных ОПЗ, РИР, ГРП, результатах исследований скважин. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

1)численное решение уравнений сохранения массы и фильтрации фаз или компонентов;

2)анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей;

3)выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;

4)редактирование (уточнение) модели при внесении новых данных. Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-

физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

-многопластовый характер эксплуатационных объектов;

-неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность

ипрерывистость;

-многофазность фильтрационных потоков;

-капиллярные и гравитационные силы;

-порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования.

5.2. Последовательность математического моделирования разработки месторождений

5.2.1. Постановка задачи

При постановке задачи определяется объект для моделирования его разработки. Под объектом разработки понимается один или несколько пластов, разрабатываемых отдельной (самостоятельной) группой добывающих и нагнетательных скважин, для которых ведется учет технологических показателей разработки (отборы жидкости, нефти, газа, давления и др.) и геологофизических данных (запасы, контуры нефтеносности, режим работы пласта и др.).

Определяется цель моделирования, формулируются задачи, требующие решения. Задачами моделирования могут быть: оценка уровня добычи нефти для различных вариантов системы разработки; оценка влияния геологотехнических мероприятий на выработку запасов нефти; выбор оптимальной, с точки зрения полноты и темпов отбора запасов, системы разработки; выбор режима работы добывающих и нагнетательных скважин; получение распределения по площади и разрезу остаточных запасов и др. С наименьшими тру-

33

дозатратами могут быть определены уровни добычи для различных вариантов системы разработки. Максимальные трудозатраты, кратно более высокие, требуются для создания постоянно действующей модели объекта с целью решения задач оперативного управления процессом разработки на уровне конкретных скважин (размещение дополнительных скважин, изменение режимов работы отдельных скважин, проведение по скважинам работ по перфорации дополнительных интервалов разреза, изоляции обводнившихся пропластков и др.).

5.2.2. Оценка информационного состояния объекта разработки

Надежность получаемых при моделировании рекомендаций определяется степенью адекватности модели реальному объекту разработки. Чем полнее знание специалистов, создающих модель, об объекте, тем с большим основанием даются рекомендации. Поэтому необходим этап оценки информационного состояния и доизучения объекта разработки. На этом этапе определяется оптимальный для решения поставленных задач объем информации. В случае недостаточного количества информации разработчиками модели совместно со специалистами заказчика составляется программа специальных исследований скважин. Объект считается полностью подготовленным к моделированию только после реализации этой программы.

5.2.3. Анализ разработки объектов-аналогов

Аналогом считается объект разработки, имеющий сопоставимые (близкие) геолого-физические характеристики, при которых отличие в их величинах не приводит к существенным (значимым) различиям в характере выработки запасов.

Анализ разработки объектов-аналогов проводится для подготовки к расчетам по впервые вводимым в эксплуатацию или находящимся на ранней стадии разработки месторождениям (залежам) и имеет целью получение знаний о некоторых недостаточно изученных сторонах объекта: активности законтурной области, начальных дебитах скважин, динамике обводненности их продукции или других особенностях разработки.

5.2.4. Преобразование параметров геологической модели в параметры фильтрационной сеточной модели

Для точного описания особенностей геологического строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств пород по разрезу и площади их распространения строится детальная геологическая модель. Размер ячеек, на которые разбит моделируемый объект в геологической модели, составляет обычно по X и Y 25–50 м, по Z 0,2–1,0 м. При таких размерах в модели может содержаться до нескольких десятков миллионов ячеек.

Расчет модели с большим количеством ячеек может занимать несколько суток и требует привлечения мощных (высокопроизводительных) компьютеров. Если поиск решения требует расчета десятков вариантов, то такое моделирование в оперативном отношении и по экономическим показателям, особенно если модель используется для управления разработкой, может ока-

34

заться не рациональным. Для решения проблемы применяется прием, называемый Upscaling, суть которого — пересчет параметров геологической модели с большим количеством ячеек на гидродинамическую сетку с меньшим количеством ячеек. При этом одна ячейка гидродинамической сетки объединяет 5–10 ячеек геологической сетки. Процедуру следует провести таким образом, чтобы не потерять существенные особенности геологического строения объекта в целом и отдельных его частей.

Для этого при укрупненном анализе геологического строения и характера выработки определяются особенности объекта, которые необходимо учесть в модели: интервалы разреза с различными емкостнофильтрационными характеристиками (прослои), высоту и общую толщину залежи, площадь водонефтяной зоны, геологическое строение и коллекторские свойства в законтурной области и др.

На основе результатов анализа формируется задание на Upscaling геологической модели, которое содержит:

-размеры площади, включаемой в модель;

-интервалы разреза и пласты, которые следует объединить или разделить на отдельные слои для схематизации геологического строения объекта и проследить распространение по площади.

При наличии гидродинамической связи с нижележащей водонасыщенной толщей она также включается в состав модели.

5.2.5. Учет информации о свойствах флюидов и горной породы

Расчет модели начинается с определения состояния залежи до начала разработки. В процессе разработки изменяются состав и свойства пластовых флюидов, свойства коллекторов. Эти изменения учитываются в модели по данным лабораторных и промысловых исследований. Необходимыми для моделирования характеристики являются:

1) свойства пород-коллекторов (фильтрационных систем):

- коэффициент вытеснения нефти водой или другим агентом, д. ед.; - зависимости фазовой (относительной) проницаемости для нефти, газа и

воды, в том числе для трехфазной модели, от водонасыщенности; - коэффициент сжимаемости; 2) свойства нефти:

- давление насыщения нефти газом; - плотность нефти в поверхностных условиях;

- зависимость вязкости нефти от давления; - зависимость объемного коэффициента нефти от давления;

- зависимость растворимости газа в нефти от давления; 3) свойства воды (пластовой и закачиваемой):

- плотность в поверхностных условиях; - вязкость; - объемный коэффициент;

- коэффициент сжимаемости;

35

4) свойства газа в пластовых условиях:

-вязкость;

-объемный коэффициент.

5.2.6.Включение в модель результатов промысловых исследований

По данным гидродинамических (ГДИ) и геофизических (ГИС) иссле-

дований в модель вносятся:

1)начальное пластовое давление;

2)начальная температура пласта;

3)начальная проницаемость по нефти (по ГДИ);

4)величина скин-фактора (по скважинам);

5)результаты интерпретации дебито- и расходограмм.

Величина начального пластового давления приводится к уровню водонефтяного контакта.

Величина проницаемости определяется при начальном состоянии залежи (начальные значения пластового давления и насыщенностей). Информация, полученная на более позднем этапе разработки объекта, экстраполируется на начальный период разработки.

Определение состояния призабойной зоны пласта производится по данным, полученным при исследовании скважин методами КВД и установившихся отборов. Изменение фильтрационных свойств призабойной зоны по скважинам характеризуется величиной скин-фактора.

Фактический характер выработки запасов по пластам оценивается с помощью данных, полученных при проведении потокометрических исследований. Для этого собираются и анализируются все качественные дебито- и расходограммы по каждой скважине за всю историю разработки.

5.2.7. Геолого-технологическая (гидродинамическая) модель

Геолого-технологическая модель (ПДГТМ) объединяет геологическую и гидродинамическую части. Геологическая часть является статической, она содержит данные, которые не изменяются в процессе моделирования. Гидродинамическая часть содержит данные по скважинам, изменение которых создает основу для превращения модели в динамическую, позволяющую моделировать процессы в объекте разработки. С этой целью в модель включают технологические данные:

-даты ввода скважин в эксплуатацию;

-для каждой добывающей скважины и для каждого временного интервала (год, месяц, день), по которым воспроизводится история, вводятся фактические значения условия, при котором моделируются скважины (добыча жидкости или нефти за определенный период, забойное давление или др.);

-для каждой нагнетательной скважины и для каждого временного интервала (год, месяц, день), по которым воспроизводится история, вводятся фактические значения параметров, при которых моделируются скважины (объемы нагнетания за определенный период, давление на забое);

36

-для всех добывающих и нагнетательных скважин задаются перфорированные интервалы пласта;

-для всех добывающих и нагнетательных скважин задаются показатели, характеризующие продуктивность/приемистость скважин (коэффициенты продуктивности, приемистости, скин-фактор и др.).

5.2.8. Адаптация геолого-технологической модели

Современные методы исследования земных недр не позволяют с требуемой для построения адекватной модели точностью получать данные о геологическом строении и распределении фильтрационно-емкостных свойств в объеме месторождения (залежи). В связи с этим любая модель требует перед ее использованием предварительной настройки (адаптации).

Под адаптацией понимается корректировка геологических параметров модели на основе согласования результатов расчетов с фактическими данными о работе скважин за актуализированный период времени. Часто при этом корректируются (подвергаются ревизии) и технологические показатели.

Настройка модели производится при воспроизведении истории разработки. По скважинам задаются управляющие параметры (добыча жидкости или давление на забое) и оценивается качество модели по контрольным параметрам (добыча нефти и воды, обводненность, пластовое и забойное давления). Некоторые параметры в различных случаях могут использоваться как контрольные или как управляющие. Например, в одном случае управляющим параметром может быть добыча жидкости, а контрольным — забойное давление, в другом случае — наоборот, управляющим параметром служит забойное давление, а контрольным — добыча жидкости. Выбор параметров в качестве контрольных или управляющих определяется условиями задачи.

При проведении адаптации важно правильно выбрать критерии оценки. Используются два вида критериев: интегральные, когда сопоставляется разница расчетной и фактической сумм величин одного из показателей по всем скважинам с заданной величиной погрешности (отклонения), и дифференциальные, когда рассматриваются показатели по отдельным скважинам. Показателями для сравнения могут служить годовая добыча нефти, годовая добыча воды, водонефтяной фактор и другие. Выбор критериев происходит в зависимости от целей моделирования. Для оценки уровня добычи нефти достаточно интегральных критериев: годовая добыча нефти, годовая добыча воды. При построении постоянно действующей модели для целей оперативного управления разработкой на уровне отдельных скважин требуется использовать дифференцированные критерии: по каждой скважине сравниваются фактические и расчетные значения пластового давления, добычи нефти и воды. Разница между фактическими и расчетными значениями не должна превышать погрешности измерения оцениваемых показателей.

Согласование геолого-физических данных и технологических показателей разработки — важный и сложный этап адаптации геологотехнологической модели. Практически на этом этапе проводится подробный

37

анализ работы каждого участка залежи, каждой скважины. Технологические показатели работы скважин, пластовые давления на участках их размещения, параметры геологической модели, характер продвижения вытесняющего агента в пласте не должны вступать в противоречие друг с другом. В практике работы эти данные обычно плохо согласуются, что является результатом неточности представлений о геологическом строении и свойствах коллекторов, а также неудовлетворительного качества и количества измерений на промыслах. Для разрешения возникающих противоречий специалист по моделированию, непосредственно проводящий расчеты, должен привлекать специалистов в области геологии, разработки и гидродинамических исследований.

Задача адаптации математической модели к условиям выработки нефти реального пласта является сложной и трудоемкой и, как правило, не имеет единственного решения. Для проведения моделирования в крупных нефтедобывающих компаниях используются последние достижения в области вычислительной техники, применяются быстродействующие компьютеры.

Достижение заданных критериев может быть получено при различных сочетаниях характеристик модели, поэтому оценить качество полученной модели можно только путем получения дополнительной геологопромысловой информации.

В результате настройки модели уточняются геологическое строение и свойства коллекторов, технологические показатели работы скважин, состояние призабойных зон пласта для отдельных скважин (скин-фактор). В процессе настройки оценивается большое количество гипотез о строении и свойствах коллекторов. Расчеты ведутся итеративно с целью достижения принятых критериев сходимости. По окончании настройки модель готова к проведению дальнейших расчетов.

Несмотря на значительные достижения в области математического моделирования процессов разработки за последние годы, не существует универсального алгоритма адаптации, пригодного для любого месторождения. Не существует также и автоматизированного алгоритма адаптации, позволяющего получать приемлемые результаты без вмешательства специалистов. Проведение качественной адаптации во многом зависит от опыта и интуиции специалиста-исполнителя.

Адаптированная (настроенная) математическая модель месторождения (залежи) является уникальной и может использоваться только для данного конкретного объекта. В процессе настройки модели и при ее завершении:

1)уточняются геологическое строение и параметры залежи (распределение по объему абсолютной и фазовых проницаемостей, пористости, эффективной нефтенасыщенной толщины и др.);

2)уточняются технологические показатели работы скважин, полученные по отчетным документам (объемы нагнетаемой воды, характер изменения доли воды в продукции скважин и др.);

38

3)восстанавливаются пробелы информационной картины по пластовым давлениям, коэффициентам продуктивности и приемистости скважин;

4)на основе сопоставления промысловых данных о работе скважин с результатами моделирования оценивается адекватность моделируемого процесса вытеснения нефти реальному.

Созданная модель служит основой для принятия решений по управлению процессом разработки (изменение режима работы скважин, бурение дополнительных скважин, освоение очагового заводнения, перенос фронта нагнетания и т. д.), а также для оценки эффективности проводимых мероприятий или определения объемов добычи при различных вариантах разработки.

5.2.9.Прогнозирование вариантов разработки

Спомощью настроенной геолого-технологической модели решается

большой спектр задач. Одной из самых важных является прогноз технологических показателей разработки объекта. При прогнозировании технологических показателей, которые могут быть получены при реализации различных систем разработки, для каждой скважины задается режим работы (давление на забое или дебит/приемистость). Задаются условия прекращения работы добывающих и нагнетательных скважин. Добывающие скважины при прогнозировании разработки прекращают работу при определенных значениях дебитов нефти, газового фактора или доли воды в продукции. Нагнетательные скважины отключаются по мере необходимости, в зависимости от показателей работы окружающих добывающих скважин. Ввод и вывод скважин полностью контролируется проводящим расчет специалистом и может происходить автоматически, вручную или комбинированным способом. Вводя условия работы для каждой скважины, можно рассчитать самые различные варианты разработки: с поддержанием пластового давления, на естественном режиме, при избирательном заводнении, с повышением или снижением отборов по скважинам и др. При расчетах необходимо оперативно оценивать экономическую эффективность различных вариантов.

5.2.10.Выходные данные

Впроцессе перспективного моделирования на конец каждого заданно-

го по продолжительности временного интервала (год, месяц, сутки) получают цифровые кубы (наборы числовых матриц), содержащие распределение по объему модели насыщенностей флюидов и давлений. Значения этих показателей рассчитываются для каждой ячейки модели.

На основе этих данных рассчитываются технологические показатели работы по каждой скважине (по показателям отборов — и по каждому вскрытому скважиной прослою): дебиты, годовые и накопленные отборы нефти, воды, газа, забойные и пластовые давления. Суммируя данные по скважинам и по прослоям, получают показатели по всему рассчитываемому объекту в целом. Таким образом, имеются все необходимые данные для формирования карт, графиков и таблиц, отражающих процесс выработки запасов

39

углеводородов, которые служат основой для принятия решений по управлению разработкой.

Все современные компьютерные программы моделирования содержат модули визуализации, с помощью которых оперативно просматриваются содержащиеся в модели данные в удобном для специалистов виде.

5.2.11. Программные комплексы и пакеты для создания постоянно действующей геолого-технологической (гидродинамической) модели

Первым отечественным комплексом программ, применяемых при решении задач проектирования разработки нефтяных залежей, стал разработанный в 1970-х годах в Тюмени (СибНИИНП) комплекс ГЕОПАК (геологопромысловый автоматизированный комплекс). Довольно широкими возможностями гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений обладает комплекс SUTRA, разработанный в 1980-х годах в Москве (ВНИИнефть). Ключевые программы комплекса имеют названия SUTRAH, SUTRAY, SUTRAZ. Все они моделируют изотермическую трехфазную («нефть — газ — вода») фильтрацию применительно к поровым (а не трещинно-поровым) средам с учетом упругих свойств пород и их флюидного насыщения. Программа SUTRAH моделирует пространственно трехмерную фильтрацию, SUTRAY — двухмерную плоскую фильтрацию, SUTRAZ — двухмерную профильную фильтрацию.

Одной из первых и широко распространенных систем построения сложных трехмерных моделей является пакет программ ECLIPSE (компания Schlumberger). С конца 1990-х годов развивается и занимает значительную часть рынка программных продуктов геологического (пакет IRAR RMS) и гидродинамического (TEMPEST-MORE) моделирования норвежская компания ROXAR. Еще одним из наиболее известных продуктов гидродинамического моделирования является VIP компании Halliburton.

Опыт зарубежных разработок учтен в созданном во ВНИИнефть комплексе программ LAURA, где, как и в зарубежных пакетах, расчеты ведутся под «нелетучую нефть» («черную нефть»).

6.Техническая часть проектной документации

Втехнической части проектных документов по разработке нефтяных месторождений рассматриваются вопросы эксплуатации скважин, сбора и промысловой подготовки скважинной продукции, поддержания пластового давления и др. Принимаемые решения по каждому разделу должны соответствовать современному уровню научно-технического прогресса в области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

6.1.Анализ технического состояния скважин

Эксплуатационный фонд включает в себя добывающие и нагнетатель-

ные скважины. Техническое состояние скважин необходимо учитывать при выборе технологических режимов их эксплуатации, выборе скважин для проведения различных геолого-технических мероприятий, направленных на совершенствование разработки нефтяных залежей и повышение нефтеотда-

40