Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Курс лекций

Рис. 11.1. Сопоставленияфактическихипрогнозныхвеличиндобычинефти, жидкости и обводненности продукции скважин при адаптации модели:

– прогн. добыча нефти, т; – прогн. добыча жидкости, т;

– прогн. обводненность, д.ед.; – факт. добыча нефти, т;

– факт. добыча жидкости, т; – факт. обводненность, д.ед.

Согласование геологической модели и технологических показателей разработки – самый ответственный этап моделирования, занимающий значительное время. При нем используются последние достижения в области вычислительной техники, применяются наиболее быстродействующие компьютеры.

Адаптация представляет собой проведение подробного анализа работы каждого участка залежи, каждой скважины. Технологические показатели работы скважин, пластовые давления, параметры геологической модели, характер продвижения вытесняющего агента в пласте не должны вступать в противоречие друг с другом. На практике эти данные обычно плохо согласуются, что является результатом неточности наших представлений о геологическом строении или неудовлетворительного качества замеров технологических показателей. Для разрешения этих противоречий непосредственно проводящий расчеты специалист должен привлекать специалистов в области геологии, разработки и гидродинамических исследований.

81

В результате адаптации модели уточняются геологическое строение и свойства коллекторов, технологические показатели работы скважин, состояние призабойной зоны пласта. В процессе адаптации проверяется расчетом большое количество гипотез о строении и свойствах коллекторов. Расчеты происходят в интерактивном режиме, что необходимо для достижения принятых критериев сходимости.

Задача адаптации не имеет единственного решения. Достижение заданных критериев может быть получено при большом количестве сочетаний характеристик модели. Не существует автоматизированного алгоритма адаптации, позволяющего получить приемлемые результаты без вмешательства человека. Проведение качественной адаптации в основном зависит от опыта и квалификации специалиста-исполнителя. Оценить качество полученной модели можно только путем получения дополнительной геологопромысловой информации.

Анализ полученной модели

Математическая модель конкретного месторождения строится в процессе адаптации геологического строения и технологических показателей работы моделируемого объекта. Полученная модель является уникальной и может использоваться только для конкретного объекта. По окончании адаптации считают, что модель готова

кпроведению дальнейших расчетов на перспективу. В результате:

–уточняются геологическое строение и параметры залежи, прежде всего распределение по объему залежи проницаемостей;

–уточняются технологические показатели работы скважин;

–восстанавливаются пробелы в информации по пластовым давлениям, коэффициентам продуктивности иприемистостискважин;

–на основе сопоставления промысловых данных работы скважин с результатами моделирования определяется адекватность моделируемого процесса вытеснения нефти реальному;

–создается математическая модель нефтяного месторождения, которая служит основой для задач получения уровней добычи при

82

различных вариантах разработки или управления процессом разработки (изменение режима работы скважин, бурение дополнительных скважин, перенос фронта нагнетания, оценка эффективности ГТМ и т.д.).

Прогнозирование вариантов систем разработки

При прогнозе технологических показателей для различных систем разработки для каждой скважины задается режим работы, который определяется давлением на забое или объемом отбора (нагнетания) жидкости. Задается условие прекращения эксплуатации скважин. Добывающие скважины прекращают работу при определенных значениях дебита нефти, газового фактора или доли воды в продукции. Нагнетательные скважины отключаются по мере необходимости, в зависимости от работы окружающих добывающих скважин.

Ввод и вывод скважин полностью контролируется проводящим расчеты специалистом и может происходить автоматически, ручным или комбинированным способом. Расчеты должны проводиться в тесном взаимодействии с экономистом, что позволяет оперативно оценивать эффективность различных вариантов, при необходимости рассчитывать дополнительные варианты. В результате на конец каждого временного интервала получают цифровые кубы (наборы числовых матриц), содержащие распределение по объему модели насыщенностей флюидов и давлений. Значения рассчитываются для каждой ячейки модели. Временной интервал может быть задан произвольно (год, месяц, сутки).

На основе расчетов и с учетом параметров геологической модели по каждому эксплуатационному объекту в каждой скважине рассчитываются технологические показатели работы: дебиты, годовые и накопленные отборы нефти, воды, газа, забойные и пластовые давления. Суммируя данные по скважинам, получают показатели в целом по расчетному объекту. На основе этого возможно формирование отражающих процесс разработки карт, графиков и таблиц, что служит основой для принятия решений по управле-

83

нию разработкой. Все современные компьютерные программы моделирования содержат модули визуализации моделей. С помощью этих модулей оперативно могут быть просмотрены все содержащиеся в модели данные в удобном для специалистов виде.

Одной из первых и наиболее распространенных в мире систем построения трехмерных моделей является пакет программ ECLIPS (Schlumberger, Франция). С конца 1990-х годов бурно развивается и уже занимает значительный сегмент рынка гидродинамических моделей TEMPEST-MORE (ROXAR, Норвегия). Широко известным, но менее распространенным в России продуктом гидродинамического моделирования является пакет VIP (Halliburton, США).

Тема 12. ПРИМЕНЕНИЕ АНАЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Лекция – 2 часа

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что величины утвержденных извлекаемых запасов часто существенно изменяются по мере уточнения геолого-технологических условий разработки месторождений. Корректировка запасов на основе гео- лого-технологических моделей не всегда носит системный характер, так как период между созданием ПТД может быть растянут на десятилетия. Кроме того, применение геолого-технологического моделирования не в полной мере учитывает неоднородность, присущую геологическим объектам, что может приводить к систематической погрешности в оценке запасов до 35 %. Особенно это характерно для недоразведанных залежей, где погрешности в оценках запасов весьма велики.

Очевидно, что неверные оценки запасов могут негативно влиять на качество принимаемых оперативных решений и на эффективность системы разработки. Однако за длительный период эксплуатации в «старых» нефтедобывающих районах накоплен большой опыт разработки залежей, имеющих различные геологофизические свойства коллекторов и пластовых нефтей, строение пластов и реализуемые системы разработки. Это создает основу для применения статистических моделей экспресс-оценки динамики технологических показателей. Методы, основанные на принципах аналогии, более оперативны и не столь чувствительны к высокой неопределенности исходных кондиций недоразведанных месторождений. При проведении статистического анализа за основу должна браться информация по эксплуатационным объектам

85

поздних стадий, для которых можно наиболее достоверно судить о текущих запасах залежей и реальности достижения проектных КИН.

Рассмотрим возможности использования аналого-статистичес- ких методов для прогноза различных технологических показателей на примере оценки возможностей программного комплекса для прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей PrognozRNM (свидетельство Роспатента 2011 г.). При разработке PrognozRNM проанализирована информация за длительный период эксплуатации месторождений Пермского края, в результате для данной территории установлено соответствие фактических и прогнозных технологических показателей.

Исходной информацией для прогнозных расчетов в программе PrognozRNM являются эффективная нефтенасыщенная толщина h, пористость Кп, проницаемость kо, вязкость пластовой нефти µн, плотность пластовой ρпл и дегазированной нефти ρдег, газосодержание пластовой нефти G, начальное пластовое давление рпл0, давление насыщения рнас, начальная продуктивность добывающих скважин Кпрод0, геологические запасы нефти НГЗ, извлекаемые запасы нефти НИЗ, значения забойных давлений рз, порядок ввода добывающих и нагнетательных скважин по годам. При отсутствии полной информации в программу заложены возможности использования осредненных величин геолого-физических характеристик, установленные для выбранного района нефтедобычи.

Результатом экспресс-оценки являются статистическое распределение начальных дебитов скважин по нефти и жидкости, прогноз во времени динамики выбытия фонда скважин, прогноз обводнения продукции добывающих скважин, оценка продуктивности добывающих скважин при изменении термодинамических и пластовых условий, прогноз добычи нефти и попутного газа. По результатам прогноза динамики показателей разработки строится график разработки залежи (рис. 12.1).

86

Рис. 12.1. График разработки месторождения в программном продукте PrognozRNM

Последовательно рассмотрим алгоритмы ряда конкретных технологических задач, решаемых в программе PrognozRNM.

Оценка динамики продуктивности скважин

Текущаяпродуктивностьскважин пожидкостиопределяется как

Кпрод = Кпрод0 · kв · kг,

где kв и kг – коэффициенты, учитывающие снижение продуктивности по жидкости при совместной фильтрации воды и нефти, жидкости и газа.

Коэффициенты kв и kг установлены на основе осредненных зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водо- и газосодержания коллектора. Значение водосодержания принято равным обводненности продукции добывающих скважин w:

87

kв = f(w) и kг = fG.

Дебит скважины по жидкости в i-й год оценивается как

Qжi = Кпродi · (рплi – рзабi),

где рплi – пластовое давление в i-й год;

рзабi – проектное забойное давление в i-й год.

Динамика пластового давления залежей нефти зависит от годовых отборов жидкости Qж, закачки воды Qзак в их соотношении к НИЗ. Установлено соотношение

рплi = рпл(i–1) + (А1 · Qзак(i–1) – А2 · Qж(i–1)) / НИЗ,

где рплi – пластовое давление в i-й год;

рпл(i–1) – пластовое давление в (i–1)-й год; Qзак(i–1) – закачка воды в (i–1)-й год; Qж(i–1) добыча жидкости в (i–1)-й год; НИЗ – начальные извлекаемые запасы;

А1 иА2 – коэффициенты.

Оценка динамики обводненности продуктивности скважин

Раздельно для карбонатных и терригенных залежей обоснованы зависимости w = f(η), в которых обводненность w оценивается как функция выработки НИЗ и вязкости пластовой нефти µн (рис. 12.2). В целом на представленных статистических зависимостях четко прослеживается влияние вязкости пластовой нефти на динамику обводненности продукции. По мере увеличения µ при равных величинах выработки запасов увеличиваются и средние показатели обводненности. Высоковязкие нефти в сравнении с водой имеют существенно более низкую подвижность, в результате для таких залежей по наиболее высокопроницаемым пропласткам происходит опережающее обводнение скважин. Полученные статистические модели w = f(η) можно использовать при долгосрочном прогнозе динамики обводненности на перспективу. В целом для карбонатных коллекторов (рис. 12.2, б) обводненность при

88

одинаковых диапазонах вязкости растет быстрее, чем для терригенных (рис. 12.2, а).

а

б

Рис. 12.2. Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для визейских терригенных (а) и карбонатных турне-фаменских (б) залежей Пермского края в зависимости от различных диапазонов вязкостей нефти

89

Помимо геологических условий залежей, на динамику обводненности влияют и технологические решения. Расчетную обводненность на конкретный момент выработки запасов можно представить как

Wрасч = wµ + ∆wзак + ∆wфонд + ∆wГТМ,

где wµ – обводненность продукции с учетом вязкости и типа коллектора, %;

∆wзак – поправка, учитывающая текущую закачку рабочего агента, %;

∆wфонд – поправка, учитывающая динамику действующего добывающего фонда, %;

∆wГТМ – поправка, учитывающая долю ГТМ по ограничению водопритока на действующем добывающем фонде скважин, %.

Анализ показал, что интенсивность закачки начинает влиять на рост динамики w = f(η) в диапазоне µ более 5 мПа·с, для объектов с меньшей вязкостью такого влияния не отмечено. На рис. 12.3 приведен пример зависимости для турне-фаменских карбонатных залежей с вязкостью пластовой нефти более 20 мПа·с.

Рис. 12.3. Динамика обводненности продукции для карбонатных турнефаменских залежей с вязкостью пластовой нефти более 20 мПа·с: – при осредненной закачке; – при увеличенной в 2 раза закачке; – приуменьшеннойв2 разазакачке; – приувеличенной в 1,5 раза закачке; – при уменьшенной в 1,5 раза закачке

90