- •Глава 3. Современные методы геологического и гидродинамического моделирования с целью обеспечения эффективного контроля и управлениЯ разработкой
- •3.1 Геологическое и гидродинамическое моделирование на основе электрических и физико-математических аналогий
- •3.2 Современные возможности компьютерного моделирования геологических и гидродинамических процессов при разработке нефтяных месторождений
- •2) Углубленная седиментационная интерпретация гис.
- •2. Число карт, характеризующих строение проницаемой части цикла, следует умножить на число параметров (пористость, нефтенасыщенность, проницаемость, газонасыщенность и т. Д.).
- •1. На прогнозных участках, покрытых сетью профилей детализационной сейсморазведки или исследованных 3d-сейсморазведкой и разведочными скважинами, средством проверки модели является бурение скважин.
- •2. На участках эксплуатационного бурения, находящихся в разработке, возможна проверка достоверности модели методами анализа разработки или гидродинамического моделирования.
- •Примеры построения моделей Самотлорское месторождение
- •3.3 Использование геологических и гидродинамических моделей для повышения эффективности доразработки месторождений [33, 36]
- •3.3.1 Зональность насыщения коллекторов
- •3.3.2 Клиноформенное строение
- •3.3.3 Характер газо- и водонефгяных контактов
- •3.3.4 Проницаемостная неоднородность коллекторов
- •3.3.5 Управление на основе технологических карт
- •3.3.6 Управление на основе графиков разработки
- •3.3.7 Управление разработкой на основе геолого-технологических карт
- •3.3.8. Управление разработкой на основе интегральных карт
- •3.3.9 Управление разработкой на основе вариантных расчетов
3.3.5 Управление на основе технологических карт
Управление есть выработка и осуществление целенаправленных управляющих воздействий на объект, с помощью которых можно перевести систему из одного состояния в другое [41]. Оперативное управление называется регулированием. Вопросам управления разработкой нефтяных месторождений посвящено значительное число работ [42]. Можно выделить несколько видов управления разработкой нефтяной залежи. Наиболее распространенная форма это управление по интегральным показателям. Ими могут служить карты, таблицы и графики, полученные на основе ПДМ, и характеризующие текущее состояние разработки. Это наиболее интуитивно понятный и доступный способ принятия решений. Другой вид управления по интегральным показателям - управление по различным критериям разработки. Самым сложным и трудоемким видом является программное управление разработкой на основе вариантных расчетов, проводимых с помощью ПДМ. Остановимся более подробно на каждом из видов оперативного управления разработкой.
Одним из наиболее распространенных видов оперативного управления разработкой нефтяной залежи с помощью ПДМ является принятие решений на базе карт текущего состояния разработки. Нами разработана технология гидродинамических расчетов и получения серии карт разработки. Все эти карты характеризуют различные стороны технологического процесса, дополняют друг друга и могут использоваться для анализа текущего состояния разработки, контроля процесса продвижения нагнетаемых вод и выделения областей, не вырабатывающихся при существующей системе разработки.
Можно выделить следующие виды технологических карт:
текущей и накопленной плотности отбора нефти, воды, жидкости и закачки;
текущей и накопленной компенсации отборов закачкой;
текущей нефтенасыщенности, балансовых и извлекаемых запасов;
- изобар по промысловым данным и восстановленных по геолого- фильтрационной модели;
- гидропроводности пласта и др.
Рассмотрим более подробно основные виды технологических карт, использующихся при управлении разработкой.
Карты плотности отбора пластовых флюидов
Карты текущей и накопленной плотности отбора нефти, воды, жидкости и закачки являются базовыми картами. Они характеризуют равномерность отборов и закачки по площади залежи. Размерность отбора пластовых флюидов в тыс. т/га. Карты рассчитываются в соответствии с методикой, изложенной в работе [43], сущность которой заключается в равномерном распределении отборов флюидов по площади залежи. Распределение отборов по площади, рассчитанное по данной методике, не зависит от равномерности размещения скважин. Поэтому карты плотностей отбора в значительной степени отличаются от карт, получаемых путем интерполяции дебитов скважин. Из карт текущих плотностей отбора нефти, воды и закачки можно сделать выводы о том, что наибольшие плотности отбора нефти располагаются в высокопродуктивных зонах залежи, имеющих наибольшую плотность начальных балансовых запасов. Зона максимальных отборов нефти совпадает в плане с зоной максимальных текущих отборов воды, а наиболее значительные отборы нефти совпадают в плане с зоной максимальных накопленных отборов нефти. На рисунке 35 (а, б, в) представлены карты накопленной плотности отбора нефти, воды и закачки для пласта БС10 Западно-Сургутского месторождения. Такое распределение характерно и для многих объектов ОАО "Сургутнефтегаз". Таким образом, наиболее ценной информацией, получаемой по картам текущих и накопленных плотностей отбора нефти, воды и закачки является распределение отборов нефти по площади. Следует добиваться равномерности отборов нефти по площади и соответствия отборов нефти текущим запасам.
Карты компенсации отборов закачкой
Карты текущей и накопленной компенсации отборов закачкой являются производными по отношению к картам плотностей отбора и закачки. Они характеризуют, как это следует из названия карт, компенсацию закачки oтборами нефти и жидкости по площади залежи. Размерность карт - доли единицы. Такие карты дают более наглядную и объективную информацию по сравнению с табличными значениями. Можно оценить равномерность компенсации отбора закачкой и соответствие компенсации запасам, обводненности добывающих скважин и в целом оценить эффективность методики распределения закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. На рисунке 36 (а, б) приведены карты текущей и накопленной компенсации отборов закачкой для пласта АС12 Нижне-Сортымского месторождения.
Рисунок 34 – Геофизические данные по пласту БС10 Федоровской площади [36]
Рисунок 35 - Карты накопленной плотности отбора нефти (а), воды (б) и закачки (в) для пласта БС10 Западно-Сургутского месторождения [36]
Карты текущей нефтенасыщенности
Карты текущей и конечной нефтенасыщенности являются базовым видом технологических карт, получаемых с помощью ПДМ. Они являются основой для получения целого ряда производных карт, а также исходной информацией для расчета текущей нефтенасыщенности и выработки запасов по блокам.
Оценка распределения нефтенасыщенности зависит не только от технологии разработки и геолого-промысловых условий, но и от методики гидродинамических расчетов. Различные методы расчета карт текущей нефтенасыщенности изложены ранее. Все изложенные методы обеспечивают полный баланс между отборами нефти, жидкости и закачкой жидкости в пласт.
Карта конечной нефтенасыщенности
Карта конечной (остаточной) нефтенасыщенности рассчитывается на основе методик, приведенных ранее. По методике, основанной на расчете текущей нефтенасыщенности по обводненности продукции, можно задаваться различными условиями - конечной обводненностью продукции скважин, экономически рентабельным дебитом по нефти при различных дебитах скважин по жидкости и др.
Карты запасов нефти
Карты запасов нефти являются производными карты текущей нефтенасыщенности и карт геологических параметров. Среди них целесообразно выделить следующие виды:
карта текущих (т.е. на заданную дату) балансовых запасов нефти (пластовые условия) - рассчитывается как произведение карт текущей нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины и пористости нефтенасыщенной части;
карта начальных извлекаемых запасов (пластовые условия) - рассчитывается как карта разности между картами начальных балансовых запасов и картой конечных запасов нефти;
карта отобранных запасов нефти на заданную дату (пластовые условия) - рассчитывается как карта разности начальной и текущей (на заданную дату) нефтенасыщенности с последующим перемножением в узлах сеточной области значений карт эффективной нефтенасыщенной толщины и пористости нефтенасыщенной части;
карта текущих извлекаемых запасов нефти (пластовые условия) - рассчитывается как карта разности текущей и конечной нефтенасыщенностей с последующим перемножением в узлах сеточной области значений карт эффективной нефтенасыщенной толщины и пористости нефтенасыщенной части;
карта конечных неизвлекаемых (т.е. на конец разработки) запасов нефти (пластовые условия) - рассчитывается как произведение карт конечной нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины и пористости нефтенасыщенной части.
На рисунке 37 (а, б, в) представлены карты текущих балансовых запасов нефти, текущих извлекаемых запасов и отобранных запасов на заданную дату для пласта BС1 Западно-Сургутского месторождения.
Суммарная величина начальных запасов нефти, рассчитанная на основе карт, должна быть близкой к оценке, утвержденной в Центральной комиссии по запасам. В то же время нужно обратить внимание на то, что начальное, текущее и конечное распределение запасов нефти в пласте согласованию в ЦКЗ не подлежит. Это дает возможность расчета распределения запасов по площади и разрезу залежи по различным методикам.
Величина накопленного отбора нефти может быть получена из геолого-промысловой отчетности, а также путем расчетов:
а) как интегральная величина по карте отобранных запасов;
б) как интегральная величина по карте накопленных отборов нефти. Значения из отчетности и рассчитанные величины должны приблизительно совпадать между собой.
Это значит, что одной и той же величине запасов нефти могут соответствовать различные варианты их распределения по площади и разрезу.
Карты изобар
Карты изобар показывают энергетическое состояние пластовой системы и могут быть рассчитаны по различным методикам.
Одна из методик, описанная ранее, восстанавливает отсутствующие значения забойных и пластовых давлений по промысловым данным. Программная реализация этой методики, представленная ранее, позволяет рассчитывать карты забойных давлений и карты изобар по промысловым данным. Карты забойных давлений носят вспомогательный, иллюстративный характер и служат, например, для оценки качества карт изобар. На рисунке 38 а показана карта забойных давлений пласта АС11 Маслиховского месторождения. На рисунке 38 6 приведена карта изобар для того же объекта на ту же дату. На карте изобар нанесены диаграммы текущих дебитов и приемистости. По картам можно проследить взаимосвязи между измеренными значениями забойных и пластовых давлений, объемами текущих отборов и закачки.
Рисунок 36 - Карты текущей и накопленной компенсации отборов закачкой для пласта АС12 Нижне-Сортымского месторождения [36]
Рисунок 37 - Карты текущих балансовых запасов нефти (а), текущих извлекаемых запасов (б) и отобранных запасов (в) на заданную дату для пласта БС, Западно-Сургутского месторождения [36]
Наибольшей информативностью обладают карты изобар, восстановленные по геолого-фильтрационной модели. К их достоинству следует отнести то, что они служат интегральным показателем процесса. При расчетах увязываются между собой такие характеристики как дебиты скважин по жидкости, пластовые и забойные давления. На рисунке 39 (а, б) представлены типичные карты изобар, восстановленные по геолого-фильтрационным моделям Маслиховского месторождения (пласт АС11) и Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения (пласт БС10). Из приведенных карт можно сделать вывод о том, что карты восстановленных изобар позволяют рассчитать не только местную воронку депрессии, расположенную в области нагнетательных и добывающих скважин, но и выявить региональные области высоких и низких пластовых давлений. По карте восстановленных изобар наблюдается возрастание давления в рядах нагнетательных скважин и понижение - в добывающих рядах. Причем чем больше объемы закачиваемой воды, тем больше область распространения высоких пластовых давлений. В области бездействующих нагнетательных скважин происходит снижение пластового давления. Фиксируется также снижение величины пластового давления в областях отборов жидкости, не компенсируемых объемами нагнетаемой воды, и другие характерные особенности распределения пластового давления.
Карты гидропроводности
Определенной информативностью обладают также карты полей гидропроводности, являющиеся необходимой составляющей гидродинамических расчетов. Эти карты часто имеют и самостоятельное значение. Интересны также производные от карты гидропроводности - карты проводимости по нефти и воде, а также карты проницаемости. В частности, на рисунке 40 (а, б) представлены типичные карты гидропроводностей для пласта БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения, рассчитанные на различные даты. Для облегчения сравнения на карты вынесены диаграммы текущих дебитов жидкости и премистости нагнетательных скважин. Цветными сегментами показана доля (желтый) нефти в продукции (голубой). Из приведенных карт видно, что высокие расчетные значения гидропроводности пласта совпадают с большими дебитами скважин по жидкости. В областях с высокой гидропроводностью резко возрастает обводненность продукции. Это свидетельствует о преимущественной фильтрации воды по зонам с высокой гидропроводностью.
На рисунке 41 (а, б) представлены карты проницаемости для того же объекта, рассчитанные на различные даты методом идентификации гидропроводности пласта. По этим картам можно проследить изменение проницаемости в призабойных зонах скважин.
Рисунок 38 - Карта забойных давлений (а) и карта изобар (б) на одну дату для пласта АС11 Маслиховского месторождения [36]
Рисунок 39 - Карты изобар, восстановленные по геолого-фильтрационной модели - пласт А11 Маслиховского месторождения (а) и пласт БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения (б) [36]
Рисунок 40 - Карты гидропроводности для пласта БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения, рассчитанные на различные даты [36]
Рисунок 41 - Карты проницаемости для пласта БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения, рассчитанные на различные даты методом идентификации гидропроводности пласта [36]