7. Управление процессом разработки месторождения
Главная цель управления процессом разработки – максимизация технологических и экономических показателей путем целенаправленного поддержания и изменения принятых решений и условий эксплуатации залежей, поиск новых возможностей для повышения запланированных показателей (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора, поддержание стабильных дебитов, добыча из выбранных интервалов пласта).
Стратегия и задачи управления основываются на данных контроля и анализа. Этот процесс непрерывен в течение всего срока эксплуатации. Цель контроля – получение сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки; основа контроля – измерение объема добычи и давления в пласте.
При анализе фактические показатели разработки сопоставляются с данными проекта, выявляются взаимосвязи и тенденции развития явлений в залежи, обосновываются методы управления и прогноза добычи.
Под прогнозированием понимают установление пути развития и течения технологических процессов разработки в будущем. Методы прогнозирования базируются на моделировании процесса, включая гидродинамические методы исследования. Прогнозировать добычу необходимо на всех стадиях эксплуатации месторождения. Для многих методов прогнозирования характерен эмпирический подход, их рассматривают как статистические методы моделирования. Различают краткосрочное, или текущее, и перспективное, или долгосрочное, прогнозирование.
Методы прогноза можно объединить в четыре основные группы: месторождения-аналоги, аналитические модели и моделирование коллектора (статическая и динамическая модель).
Метод месторождений-аналогов – это эмпирический метод, в котором используется регрессивный анализ и адаптация тенденции добычи на аналогичном месторождении к изучаемому. Надежность метода зависит от степени идентичности и полноты имеющейся информации от истории добычи на выбранном аналоге. Данный метод подходит для быстрого прогноза добычи на ранней стадии разработки и оценки ожидаемой финансовой ценности.
Аналитические модели – это математические зависимости, которые описывают по отдельности специфическую часть технологического процесса, в частности, вытеснение флюидов в пласте, образование водяных конусов, поведение притока, материальный баланс и др. Проблема использования этих моделей для прогнозирования добычи состоит в том, чтобы связать все зависимости воедино. Модели вытеснения флюидов обычно не принимают во внимание форму пласта и расстановку скважин.
Моделирование коллектора – самый эффективный метод прогнозирования добычи, но расходы на его построение, обновление и прогон очень велики. Цифровое моделирование пласта используют для долгосрочного прогнозирования, когда аналитические методы становятся недостаточными для описания поведения коллектора. После прогона полной модели месторождения полученные результаты сравнивают с краткосрочным прогнозом. По существу, моделирование основывается на законе Дарси и методе материального баланса.
Данный процесс включает две специфические фазы – построение статической модели коллектора и разработка динамической модели.
Статическая (геологическая) модель коллектора включает количественные характеристики геолого-физических свойств пласта, зональности пласта, распределения флюидов. Характеристики строят на основе разрозненной исходной информации с целью выявления основных потенциальных объектов разработки. Главные параметры модели – это проницаемость, пористость, нефтенасыщенность и эффективная толща.
Динамическая модель строится на основании статической модели и характеризует течение флюидов в пласте, прискважинной зоне, системе подъема и устьевом оборудовании.
Моделирование разработки всегда ведется в условиях дефицита информации. Большинство современных моделей процесса разработки отражают поведение моделируемого объекта при заданных во времени меняющихся внешних воздействиях. Нефтяная залежь как объект разработки – состояние природы, данное в единственном (неповторимом) варианте, – «моделируется», а осуществляемые по воле человека многовариантные технические воздействия – «имитируются».
При математическом моделировании разработки нефтяного месторождения в условиях упругого и упруговодонапорного режима дебит скважин может быть оценен по формуле Дюпюи (5.6), а изменение давления во времени по мере извлечения пластовых флюидов – на основе решения основного уравнения неустановившегося движения сжимаемой жидкости в упругой пористой среде (5.8).
При вытеснении нефти водой и использовании других композиций, когда задача становится многомерной и важными являются несколько элементов процесса, выбирается цифровое моделирование. Имитационные модели пласта представляют в виде сетки блоков. Геометрия выбирается в соответствии с исследуемым процессом. Размер сетки является ключевым решением при построении модели. Чем больше в модели ячеек, тем дольше и дороже будет имитация. Каждому блоку предписаны свойства пласта и флюидов усредненными величинами (пористость, проницаемость, капиллярное давление, начальное давление, вязкость и др.). Температурный эффект не моделируется, так как предполагается, что процесс изотермический. С точки зрения времени моделирование пласта делится на шаги. При каждом временнóм шаге модель решает серию дифференциальных уравнений, определяющих многофазовый поток через пористую среду. При передвижении потока из одного блока в соседние учитываются физические законы сохранения масс, Дарси и возможные ограничения. Для указанного падения между двумя смежными блоками межклеточная проводимость Е определяет дебит флюида. Объем флюида в каждом блоке рассчитывается по насыщенности и поровому объему (пористость, умноженная на размер блока). В простом случае дебит однофазного флюида в каждом блоке прямоугольной сетки при одинаковой проницаемости и падении давления на р определяется по уравнению
Скважины являются на сетке аномалиями, так как они представляют собой одиночные источники притока (нагнетательные скважины) или оттока (добывающие скважины). В модели они представляются аналитическими методами (уравнения притока) с указанием радиуса ствола, параметра kh, радиуса дренирования и скин-эффекта.
Считается, что скважина дренирует или нагнетает только в тот блок, где ее заканчивают. Данные, которыми можно определять расположение скважины или интервал перфораций, ограничиваются размером блока.
Водоносный горизонт можно ввести в модель, добавив блоки, заполненные водой, или аналитическим методом. Аналитическое моделирование водоносного горизонта допускается, если его реакция имитируется при помощи линейных уравнений, которые определяют его размер и энергетическую характеристику.
Ограничения вводятся в модель, чтобы избежать осложнения в работе скважины и задаются забойным давлением или перепадом давления, максимальным дебитом, допустимым газовым фактором, содержанием воды и механических примесей в скважинной продукции.
Колода имеет серию ключевых слов, обозначающих части модели. За ключевыми словами следует цифровое описание. Например ДХ50 означает толщину блока 50 м. В больших колодах для каждой ее части имеется отдельный файл (например, глубина пласта для каждой ячейки сетки). В основной колоде на них дается ссылка как на включенные файлы, вызываемые по необходимости.
По результатам моделирования пласта получают информацию на определенных временных шагах по скважине или группе скважин, по слою или эксплуатационному объекту для оценки (прогноза) объемов закачки и добычи, флюидонасыщенности, давления и др. Такая информация может быть представлена цифровым выходом или с помощью пост-процессора в виде линейных графиков, площадных или вертикальных разрезов. Результаты (выход) моделирования пласта следует проверять аналитическими расчетами (в частности, материальным балансом). Производительность скважин, рассчитываемая моделью, проверяется аналитическими методами с использованием уравнения притока.