Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Курс лекций

метода конкретным геолого-технологическим условиям эксплуатационных объектов.

При статистическом методе исходя из величины среднего прироста добычи и времени наличия эффекта проводятся техникоэкономические расчеты и выбираются методы, эффективные для условий данного эксплуатационного объекта. Статистический анализ позволяет выявить успешность каждого метода и наиболее вероятную эффективность, а также оптимальные условия применения технологий.

В случае если объема фактической информации по конкретному эксплуатационному объекту недостаточно для проведения статистического анализа, используется метод аналогии. В методе аналогии анализируются результаты применения различных технологий, полученные для эксплуатационных объектов со сходными геолого-технологическими характеристиками.

Контроль и регулирование разработки

Виды, объем и периодичность исследований регламентируются действующими инструкциями и РД, утвержденными государственными органами. В технологическом документе для каждого эксплуатационного объекта составляется программа исследовательских работ, различают обязательную и специальную программы.

В соответствии с обязательной программой исследованиями равномерно покрывается вся площадь объекта разработки, в том числе фонд наблюдательных и контрольных скважин. Эта программа предусматривает регулярное проведение замеров пластовых и забойных давлений, дебитов жидкости, газовых факторов, обводненности продукции, продуктивности скважин, контроль технического состояния скважин, отбор поверхностных и глубинных проб флюидов.

Специальная программа исследовательских работ включает дополнительные виды исследований, не содержащиеся в обязательном комплексе, например гидропрослушивание, закачку индикаторов и т.д. На ее основе возможно без внесения принципиаль-

71

ных изменений в систему разработки сформировать рекомендации по приведению технологических показателей разработки к утвержденным в проектном документе.

Обоснование методов расчета технологических показателей

Методы расчета технологических показателей определяются исходя из конкретных геолого-физических и технологических условий разработки. На выбор метода влияют стадия разработки, изученность месторождения, свойства флюидов и коллекторов, технология разработки.

В настоящее время основным методом расчетов при создании ПТД является цифровое трехмерное геолого-технологическое моделирование. В ряде случаев, когда месторождение недостаточно изучено, допустимо применение аналого-статистических моделей.

Тема 11. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПРОЕКТНОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Лекция – 3 часа

Постоянно действующая геолого-технологическая модель

Поиск наиболее эффективного варианта разработки требует просчета большого числа различных вариантов. В вариантах необходимо рассматривать возможные режимы работы скважин, сетки размещения скважин, системы перфорации и др. В этих условиях применение математических моделей позволяет выполнить:

–детальное описание геологической неоднородности, т.е. распределение по объему залежи эффективных толщин, пористости, нефтенасыщенности, абсолютной проницаемости, относительных фазовых проницаемостей флюидов;

–совместный учет различных видов энергии, влияющих на разработку залежей, таких как упругоемкость породы и флюидов, активность водонапорной системы пласта, энергия выделившегося из нефти газа, влияние гравитации и т.д.;

–проведение расчетов технологических показателей работы по каждой скважине, в том числе с целью оценки режимов работы скважин до и после проведения геолого-технологических мероприятий (ГТМ), расчеты с различным порядком ввода скважин

вэксплуатацию и т.д.;

–учет изменений, внесенных работой существующего фонда (динамики пластового давления, динамики добычи нефти, воды и газа, интерференции скважин, изменения физических свойств пород, нефти, пластовой и закачиваемой воды);

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

73

Постоянно действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке нефтяных и газовых залежей, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Математическая основа ПДГТМ представляет собой систему дифференциальных уравнений. Все уравнения системы выведены путем объединения законов сохранения массы, уравнения движения (закон Дарси) и уравнения состояния с учетом начальных и граничных условий. Аналитическим путем такая система не может быть решена. Для решения математической модели составляется численная модель.

ПДГТМ представляет совокупность:

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

–цифровой трехмерной геологической модели месторождения (залежи);

–программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета геологических запасов нефти, газа и конденсата;

–программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их корректировки;

–фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

–программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим критериям;

–программных средств и алгоритмов, позволяющих уточнять модели по мере постоянного поступления новых текущих данных;

–программных средств выдачи таблиц и графиков согласно государственной отчетности, хранения и архивации получаемых результатов.

74

Геолого-технологическая модель отличается от геологической наличием дополнительных технологических показателей разработки и большей схематизацией строения. При этом допускается объединение нескольких геологических объектов в единый объект моделирования.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) геологотехнологической моделью понимают представление объекта в виде сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели и дополнительно включает:

–фильтрационные параметры (относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления и т.д.);

–технологическую информацию по скважинам (интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое и забойное давления, данные о дебитах и обводненности продукции, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин, сведения о результатах ГТМ).

Указанные сведения должны охватывать весь период разработки эксплуатационного объекта.

Программный комплекс фильтрационной модели позволяет осуществлять:

–численноерешениеуравнений сохранения ифильтрации фаз;

–анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей;

–выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;

–редактирование модели при внесении новых данных.

Технология геолого-технологического моделирования

Определяется объект разработки для моделирования. Под объектом разработки при моделировании понимаются один или несколько пластов скважин, разрабатываемых сеткой, по которой ведется самостоятельный учет технологических показателей разработки.

75

Определяется цель моделирования, формулируются требующие решения задачи. Целью моделирования может быть оценка уровня добычи для различных вариантов разработки, построение ПДГТМ, оценка влияния геолого-технических мероприятий на выработку запасов нефти, выбор оптимального режима работы скважин, получение распределения остаточных запасов и т.д.

Наименьшие трудозатраты имеют задачи определения суммарных уровней добычи для различных вариантов системы разработки. Максимальные трудозатраты требуются для создания ПДГТМ с целью решения задач оперативного управления процессом разработки на уровне конкретных скважин, например выбор местоположения дополнительных скважин, изменение режимов работы скважин, проведение по скважинам работ по перфорации дополнительных интервалов разреза, изоляция обводнившихся интервалов и т.д.

Оценка информационного состояния по объектам разработки

Надежность получаемых при моделировании рекомендаций определяется степенью адекватности модели реальному объекту разработки, при этом для каждой конкретной задачи должен быть обоснован оптимальный объем информации. В случае отсутствия достаточного объема информации разработчиками модели совместно со специалистами заказчика составляется программа специальных исследований скважин. Объект считается полностью подготовленным к моделированию только послереализацииэтойпрограммы.

Анализ разработки объектов-аналогов

Аналогом считается объект разработки, имеющий сопоставимые геолого-технологические свойства, т.е. близкие настолько, что отличие в их величинах не приводят к значимым различиям в характере выработки запасов.

Анализ разработки объектов-аналогов проводится для подготовки к расчетам по впервые вводимым в эксплуатацию или нахо-

76

дящимся на ранней стадии разработки месторождениям. Цель такого анализа – получение знаний о некоторых недоизученных сторонах объекта, например активности законтурной области, начальных дебитах скважин, динамикеобводненностипродукциискважин ит.д.

Преобразование геологической модели в фильтрационную

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

Расчет фильтрационной модели соизмеримой плотности ячеек даже на самых мощных компьютерах может занимать иногда до нескольких недель. Поиск решения может потребовать расчета десятков вариантов, поэтому такой подход не может быть оправдан, особенно в условиях решения оперативных задач управления разработкой. Значит, в фильтрационной модели необходимо уменьшить количество ячеек.

Метод пересчета параметров геологической модели на гидродинамическую сетку называется Upscaling. Обычно одна ячейка гидродинамической сетки объединяет 5–10 ячеек геологической сетки. При выполнении этой процедуры важно не потерять особенности геологического строения объекта.

Для этого при укрупненном анализе геологического строения определяются особенности объекта, которые необходимо учесть в модели: интервалы разреза с различными емкостно-фильтрацион- ными характеристиками (прослои), высота и общая толщина залежи, площадь водонефтяной зоны, геологическое строение и коллекторские свойства в законтурной области и др.

На основе результатов анализа формируется задание на Upscaling геологической модели. Задание содержит:

– размеры площади, включаемой в модель;

77

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

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

Учет информации о свойствах коллекторов и флюидов

Расчет модели начинается с анализа состояния залежи до начала разработки. В процессе разработки меняются свойства, состав пластовых флюидов и коллекторов. Эти изменения учитываются в модели по данным текущих лабораторных исследований.

Необходимые для моделирования характеристики коллекторов:

–коэффициент вытеснения нефти агентом вытеснения, д.ед.;

–зависимости проницаемостей для нефти, газа (для трехфазной модели) и воды от коэффициента водонасыщенности;

–коэффициент сжимаемости, МПа–1.

Необходимые для моделирования характеристики нефти

ирастворенного газа:

–давление насыщения нефти газом, МПа;

–плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3;

–зависимость вязкости нефти от давления;

–зависимость объемного коэффициента нефти от давления;

–зависимость растворимости газа в нефти от давления. Необходимые для моделирования характеристики пластовой

изакачиваемой вод:

–плотность в поверхностных условиях, г/см3;

–объемный коэффициент, ед.;

–вязкость, мПа·с;

–коэффициент сжимаемости, МПа–1.

Необходимые для моделирования характеристики газа в пластовых условиях:

–вязкость, мПа·с;

–объемный коэффициент, ед.

78

По данным гидродинамических и геофизических исследований в модель вносятся:

–начальное пластовое давление, МПа;

–начальная проницаемость по нефти, мкм2;

–величина скин-эффекта;

–зависимость абсолютной проницаемости от пластового дав-

ления;

–результат интерпретации дебито- и расходограмм.

Величина начального пластового давления приводится к уровню водонефтяного контакта.

Величина проницаемости определяется на начальное состояние залежи, при начальном пластовом давлении и начальных насыщенностях. Информация, полученная на текущем этапе разработки объекта, экстраполируется на начальный период разработки.

Определение степени закупорки призабойной зоны пласта производится по данным, полученным при исследовании скважин методами КВД и установившихся отборов. Закупорка призабойной зоны по скважинам характеризуется величиной скин-эффекта.

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

Учет технологических показателей

Учет технологических показателей создает основу для превращения модели из статической в динамическую, в которой учитываются текущие изменения в процессе разработки.

Технологические данные, включаемые в модель:

–сроки ввода скважин в эксплуатацию;

–перфорированные интервалы скважин и показатели пласта, характеризующие продуктивность/приемистость скважин (скинфактор и т.д.);

79

– фактические значения забойных давлений, добыча жидкости или нефти для добывающих скважин, объемы нагнетания для нагнетательных скважин.

Адаптация геолого-технологических моделей

Информация о геологическом строении и распределении фильтрационно-емкостных свойств в объеме залежи всегда несет в себе некую погрешность, поэтому любая модель требует перед использованием предварительной настройки – адаптации. Под адаптацией модели понимается корректировка ее геологических параметров на основе согласования результатов расчетов с фактическими данными о работе скважин. При этом ревизии могут быть подвержены и технологические показатели.

Настройка модели производится при воспроизведении истории разработки с определенным шагом временного интервала (год, месяц, сутки). По скважинам задаются управляющие параметры – либо добыча (объем закачки) жидкости, либо давление на забое. Качество модели оценивается по контрольным параметрам – по добыче нефти и воды, обводненности или по пластовому и забойному давлениям. Параметры в различных условиях могут использоваться и как контрольные, и как управляющие, что определяется условиями задачи. Пример из практики с шагом адаптации 1 месяц, где управляющим параметром является забойное давление, а контрольными – добыча нефти и жидкости, приведен на рис. 11.1.

При проведении адаптации используются либо интегральные, либо дифференциальные критерии. При интегральном подходе сравниваются расчетная и фактическая величина суммы показателя по всем скважинам, при дифференциальном – по каждой отдельной скважине. Выбор подхода зависит от целей моделирования. Для оценки уровня добычи нефти достаточно интегральных критериев. Для построения ПДГТМ, для целей оперативного управления разработкой на уровне отдельных скважин требуется использовать дифференциальные критерии. В этом случае адаптация должна быть проведена по каждой скважине. Разница между фактическим и расчетным значениямине должна превышать погрешности замерапоказателя.

80