Тюменниигипрогаз

Секция 2

Адаптация гидродинамической модели газовой залежи с учетом анализа неопределенности и обоснования пределов

варьирования фильтрационно-емкостных свойств пласта

Востриков А. А., Скурихин Д. А., Свентский С. Ю., Красовский А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Гидродинамическое моделирование – одно из самых перспективных направлений в сфере проектирования разработки месторождений нефти и газа. Производительность компьютеров растет, что позволяет создавать более детальные модели залежей, проводить многовариантные расчеты и получать более точные результаты.

Использование гидродинамических моделей при расчетах прогнозных технологических показателей разработки эксплуатационных объектов нефтегазоконденсантных месторождений строго регламентируется нормативными документами. Актуальность вопроса о точности используемых моделей обуславливается достоверностью рассчитываемых на модели прогнозных показателей, и, как следствие, обоснованностью капитальных вложений и эксплуатационных затрат на реализацию проектных решений по разработке, а также рациональностью выработки запасов углеводородов. Однако исходные данные, используемые при создании гидродинамических моделей, зачастую имеют высокую степень погрешности, которую составляют несколько факторов:

Границы залежи с использованием существующих методик в большинстве случаев невозможно точно определить.

Анализ отобранного керна не в полной мере достоверен, поскольку при подъеме на поверхность в подавляющем большинстве случаев нарушается его герметичность, то есть пластовые условия не сохраняются, и некоторые свойства образца породы необратимо изменяются.

Результаты интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) имеют высокую степень неопределенности, связанную с погрешностью самих приборов и зависимостью «керн – ГИС» (объем исследований на керне значительно меньше объема ГИС).

Абсолютная проницаемость пород-коллекторов залежи оценивается как зависимость от пористости, определяемой по ГИС, которая не может иметь высокую степень точности ввиду того, что различные образцы породы-коллектора с одинаковой пористостью могут иметь большие расхождения по проницаемости.

70

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

В межскважинном пространстве все параметры пласта рассчитываются методами интерполяции.

Степень и качество вскрытия скважины невозможно определить достоверно, что обуславливает погрешность продуктивных характеристик скважин, закладываемых в модель.

Таким образом, фактически любая гидродинамическая модель реальной залежи обладает некоторой консолидированной погрешностью.

Адаптация – единственный способ приведения модели к виду, отражающему реальную картину. Соответствие расчетных и фактических промысловых данных является обязательным условием для начала выполнения прогнозных расчетов. Путем воспроизведения истории разработки месторождения осуществляется уточнение тех параметров, которые имеют наибольшую неопределенность. К ним относятся основные фильтрационно-емкостные параметры пласта, свойства призабойных зон скважин, водоносного пласта, а также потери давления по стволу скважины, заложенные в модель. Наиболее неопределенным и чаще всего подвергающимся модификации при адаптации параметром является абсолютная проницаемость. Модификация этого параметра может позволить с достаточной степенью точности настроить динамику пластового давления и подъема газоводяного контакта в соответствии с историческими данными. Однако во избежание неоднозначности и с целью сохранения физической адекватности этого метода необходимо обоснованно устанавливать пределы варьирования этого параметра.

При уточнении гидродинамической модели сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения были изучены зависимости пористости от показаний αпс, коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, учтена погрешность измерений ге- олого-физического прибора, а также объем и география отбора керна. Комплексный анализ неопределенности имеющихся данных позволил определить максимальный приемлемый диапазон варьирования проницаемости, который составил 30 %. Используемый при адаптации градиентный метод при расчетах в программном комплексе Eclipse компании Schlumberger в рамках заданных диапазонов изменения основных параметров позволил, путем итерационных многовариантных расчетов, настроить пластовое давление со среднеквадратичным отклонением модельных значений от фактических по эксплуатационным скважинам 0,77 МПа2. Среднее отклонение на последнюю точку замера составило 0,03 МПа. В процессе адаптации максимальное изменение значений коэффи-

71

Секция 2

циента проницаемости составило 26 %.

Таким образом, анализ неопределенности абсолютной проницаемости залежи позволил обосновать пределы варьирования этого параметра и скорректировать куб параметра в модели, что в свою очередь позволило настроить динамику пластового давления на исторические данные и не допустить увеличения погрешности параметров модели.

Следует отметить, что решение проблемы неточности моделей является одним из самых важных направлений в развитии гидродинамического моделирования на сегодняшний день, а анализ неопределенности и обоснование пределов варьирования входных параметров – неотъемлемая часть этого направления.

72

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Совершенствование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов в процессе разработки месторождения

Гаврилов А. А. (ООО «Газпром подземремонт Уренгой»)

Вторичное вскрытие продуктивных пластов является важнейшим звеном системы разработки месторождений, которое во многом определяет газодинамическую связь между пластом и скважиной, ее эксплуатационный ресурс и уровни добычи газа. В настоящее время ООО «Газпром добыча Надым» разрабатывает ряд месторождений в Надым-Пур-Тазовской нефтегазоносной области (Медвежье, Ямсовейское и Юбилейное), находящихся на поздней стадии разработки. При проведении капитального ремонта скважин обычно происходит проникновение в пласт компонентов технологической жидкости, что негативно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах продуктивного пласта. Поэтому наряду с комплексом работ по интенсификации притока газа к скважине и улучшению газодинамической связи часто необходимо проведение дополнительных перфорационных работ. Также после проведения технологических операций, таких как крепление призабойной зоны пласта и изоляционные работы, необходимо производить дополнительную перфорацию.

На сегодняшний день на Медвежьем, Ямсовейском и Юбилейном месторождениях применяются только корпусные кумулятивные перфораторы. При использовании прострелочно-взрывных перфораторов образуются деформации в обсадной колонне и затрубном цементном камне, вызванные ударной волной. Области деформации располагаются против боковой поверхности зарядов, вследствие чего образуются трещины, которые берут начало у отверстий, пробитых кумулятивной струей или пулей, либо от уже имеющихся дефектов и направлены в основном вдоль оси скважины. Также возникают напряжения в породах, что приводит к их деформации.

Классификация перфораторов, применяемых в различных нефтегазоносных провинциях РФ, представлена на рисунке. При этом основными способами пока остаются прострелочные работы кумулятивными перфораторами.

Несмотря на достаточно совершенные конструкции современных кумулятивных перфораторов, энергия взрыва оказывает отрицательное влияние на целостность цементного камня, неспо-

73

Секция 2

собного сопротивляться растягивающим нагрузкам. В результате давления кумулятивной струи стенки перфорированных каналов уплотняются, а проницаемость их снижается, что ведет к необратимому снижению производительности скважин.

С целью сохранения целостности цементного камня была предложена интеллектуализация перфорационных комплексов. Для этого кумулятивный перфоратор комплектуется имплозионными камерами [1], способными поглощать часть энергии взрыва и отраженных продольно-поперечных волн.

Щелевые и сверлящие перфорации [2] являются щадящими методами вскрытия пласта и наиболее оптимальны в условиях поздней стадии разработки месторождения. В сочетании с отсутствием взрывного импульса, нарушающего целостность цементного камня, они обеспечивают хорошую газодинамическую связь скважины с продуктивным пластом и надежное образование перфорационных каналов с минимальным негативным воздействием на колонну и призабойную зону пласта.

Классификация перфораторов

Технология разветвленного вскрытия пласта с малым и сверхмалым радиусом кривизны может быть реализована как путем вращательного бурения, так и за счет разрушения горной породы высоконапорной струей жидкости, включающей абразивный материал, с применением инструментальной компоновки.

Таким образом, для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, вопрос бережного вскрытия продуктивного пласта остается открытым. Традиционные методы прострелоч- но-взрывной перфорации имеют ряд существенных недостатков

74

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

и становятся все менее эффективными. Альтернативные методы вскрытия продуктивного пласта совершенствуются и проходят успешные промысловые испытания, что свидетельствует о возможности их дальнейшего использования на месторождениях, требующих щадящей перфорации.

Список литературы:

1.Попов А. А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М.: Недра, 1990. 138 с.

2.Пат. 2449113 Российская Федерация, МПК Е21B43/11. Способ вскрытия продуктивных пластов из скважин и устройство для его осуществления / Борков Н. А., Гладилович В. Г., Кузьмин А. И., Лысанский В. Н., Носов Ю. В. ; заявитель и патентообладатель ООО «Омское специальное конструкторское бюро приборов»; заявл. 05.04.2010 ; опубл. 27.04.2012.

75

Секция 2

Повышение эффективности ГТМ, планируемых в неокомских скважинах Уренгойского НГКМ, на базе геологотехнологических­ моделей скважин

Горбунов А. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Внастоящей работе представлены первичные результаты создания базы геолого-технологических моделей скважин (ГТМС) Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), пробуренных с целью эксплуатации среднего этажа нефтегазоносности – неокомских газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Общий фонд неокомских газоконденсатных и нефтяных скважин по состоянию на 2013 г. составляет 1080 скважин, из них

вбездействующем и законсервированном фонде находятся 272 скважины (25 % общего фонда скважин).

Всвязи со снижением пластового давления в неокомских отложениях вследствие выработки запасов и увеличения числа скважин, выбывающих в бездействующий фонд по разным причинам (обводнение, аварии, низкие фильтрационные свойства), все более актуальной становится проблема правильной диагностики причин снижения дебита, остановки скважин и последующее планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Создание базы ГТМС направлено на обеспечение возможности проведения качественного анализа полной истории проведенных на скважине ГТМ, что дает возможность сделать выводы об эффективности работ в конкретных геологических условиях разрабатываемых пластов, а также позволяет более точно проводить диагностику причин остановки скважин и планировать наиболее подходящий для каждой скважины комплекс ГТМ.

Результатом создания базы геолого-технологических моделей неокомских скважин стала систематизация промыслово-геофизической информации за весь период эксплуатации, анализ причин низких устьевых параметров и остановок скважин. В итоге были сформированы объектно-ориентированные рекомендации по проведению ГТМ.

Налажено сотрудничество со специалистами отдела разработ-

ки месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой» по объектно-­ ориентированному мониторингу эксплуатационного фонда газоконденсатных и нефтяных скважин Уренгойского НГКМ. Кроме того, базы ГТМС пополняются по результатам проводимых на скважинах мероприятий.

Аналогичные работы проводятся по Ямбургскому, Ен-Яхинско- му и другим месторождениям.

76

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Создание аналитической модели притока к скважине, вскрывающей несколько продуктивных пластов с различными ФЕС

Долгих Ю. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Внастоящее время активно ведется внедрение системы электронного мониторинга параметров эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири. Под этим подразумевается непрерывный контроль за забойным и устьевым давлением скважин, за величиной дебита добываемого флюида в течение всего периода эксплуатации.

Всовременных программных комплексах, таких как Kappa Saphir, PanSystem и др., реализованы возможности оперативной интерпретации и накопления промысловой информации по каждой скважине. Непрерывные данные о параметрах эксплуатации скважины позволяют определять широкий набор фильтрационных параметров пласта и призабойной зоны, а также отследить изменения продуктивности скважины во времени.

Обычно в пределах одного эксплуатационного объекта сосредоточено несколько продуктивных пластов с различными фильтра- ционно-емкостными свойствами (ФЕС). Поэтому формирование представления о распределении давления в отдельном пласте системы на основе данных мониторинга, полученных в отдельных точках скважины (забой-устье), представляет собой нетривиальную задачу. Следует отметить, что в упомянутых программных комплексах нет возможности аналитическими способами получить распределение давления в каждом пласте в координатах времени и расстояния. В Kappa Saphir частично реализовано решение данной задачи, однако оно основано на численных методах, которые в свою очередь увеличивают время расчета и интерпретации. Оперативное решение данного вопроса на основе данных непрерывного контроля параметров работы скважины позволит с большей точностью производить настройку полномасштабных моделей многопластовых систем на историю разработки.

Для этого разработан программный комплекс, позволяющий аналитическими методами получить распределение давления в скважине и вскрытых пластах (рисунок). Моделирование притока в условиях многопластового характера системы можно свести

котдельному расчету каждого пласта с помощью граничного условия, определяемого распределением давления в скважине.

77

Секция 2

Интерфейс программного продукта

Каждая смена режима работы скважины приводит к неустановившемуся упругому режиму притока к скважине, который описывается уравнением пьезопроводности. Смена режимов влечет за собой наложение волн давления, что описывается принципом суперпозиции. Данная методика позволяет с помощью функции псевдодавления учитывать термобарические свойства газа, а также геометрические размеры пластов и качество гидродинамической связи скважины с ними.

Таким образом, на основе решений системы уравнений аналитическими методами для двух и более пластов с различными ФЕС получено выражение для оценки распределения давления в координатах расстояния и времени в пределах каждого пласта. Автоматический расчет реализует аналитический алгоритм, который позволяет рассчитать давление в каждой точке конкретного пласта в любой момент времени, на основе чего можно делать выводы о радиусе контура питания, депрессии на каждый пласт и межпластовых перетоках флюида по стволу скважины.

78

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Приборная погрешность термодинамических исследований фазового поведения газоконденсатных флюидов

Дричиц Н. Н. (ООО ТюменНИИгипрогаз)

При работе с программами математического моделирования для создания модели пластового флюида, характеризующей фазовое поведение газоконденсатной системы при различных термобарических условиях, необходимо использовать фактические данные экспериментальных исследований: состав, свойства, результаты термодинамических (PVT) исследований.

PVT-эксперименты имитируют фазовые переходы и процессы, происходящие с флюидом при снижении давления в ходе разработки и эксплуатации месторождения, с рядом допущений и упрощений. Для качественного анализа и интерпретации результатов термодинамических исследований необходимо обладать информацией о точности и величине погрешности экспериментальных данных.

В ходе PVT-экспериментов используются исследовательские установки фазовых равновесий. Для контроля и поддержания необходимого давления и температуры используются датчики и преобразователи физических величин, которые имеют установленную точность при измерениях.

На примере установки Vinci FluidEval maxi [1]:

–– Давление – преобразователь ESI 4200, погрешность 0,25 %, т. е. для давления начала конденсации 60,0 ±0,15 МПа;

-- Температура – термометр сопротивления Pt100 погрешностью 0,1 %, т. е. для пластовой температуры 100 ±0,1 °С. Основным результатом исследований является зависимость

объема выпавшей жидкой фазы (равновесного конденсата) в PVT-ячейке от давления. При измерениях жидкой фазы на установках используется визуальный метод. Жидкая фаза скапливается в смотровой зоне установки, и производится ее измерение. При этом фазовый переход происходит во всем объеме ячейки и «мертвых» зонах (трубки, краны). В связи с этим часть конденсата «теряется» на стенках ячейки в виде пленки и в «мертвых» зонах, уплотнениях. Для Vinci FluidEval maxi «потерянный» объем при максимальном объеме ячейки достигал 10 % от объема накопленной жидкой фазы.

При анализе термодинамических исследований также большое значение имеет методика проведения эксперимента. При использовании

79