Содержание к диссертации
Введение
1 Развитие методов моделирования процессов разработки нефтяных месторождений 9
1.1 Обзор работ по моделированию разработки нефтяных месторождений 9
1.2 Типы задач, решаемых при геолого-технологическом моделировании 19
1.3 Геолого-технологические модели разработки нефтяных
месторождений АНК «Башнефть» с залежами в ТТНК 21
1.3.1 Совершенствование методики геологического моделирования продуктивного пласта 22
1.3.2 Моделирование разработки... 44
2 Моделирование разработки и повышение эффективности системы разработки крупных месторождений с залежами нефти в ТТНК при заводнении 65
2.1 Геолого-технологическая модель Арланского нефтяного месторождения, краткая геолого-физическая характеристика 65
2.2 Обоснование методики прогноза технологических показателей и КИН при разработке с заводнением 84
2.3 Решение задач анализа и проектирования разработки залежей при заводнении с применением постоянно действующей геолого-технологической модели 103
2.3.1 Анализ выработки запасов нефти из многопластовых залежей 103
2.3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов в терригенных толщах 108
2.3.3 Методика планирования геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки 114
3 Совершенствование методов математического моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт ...122
3.1 Моделирование методов увеличения нефтеотдачи пластов 122
3.1.1 Моделирование полимерного заводнения 122
3.1.2 Моделирование термозаводнения 130
3.2 Моделирование скважин с боковыми стволами и горизонтальных скважин 134
3.2.1 Моделирование скважин с боковыми стволами (БСГ) 134
4 Повышение эффективности эксплуатации системы ППД на поздней стадии разработки месторождений 142
4.1 Критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и методика расчета 142
4.2 Разработка комплекса программ для моделирования заводнения нефтяных залежей 147
5 Повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин 152
5.1 Совершенствование методики проведения гидродинамических исследований 152
Основные выводы и рекомендации 156
Список литературы 159
- Обзор работ по моделированию разработки нефтяных месторождений
- Геолого-технологическая модель Арланского нефтяного месторождения, краткая геолого-физическая характеристика
- Моделирование полимерного заводнения
- Критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и методика расчета
Введение к работе
Актуальность темы диссертации. Нефтяные месторождения Республики Башкортостан эксплуатируются длительное время, начиная с 1932 г. Свыше 150 месторождений имеют самый широкий диапазон геолого-физических характеристик и могут находиться в какой-либо из стадий разработки. Крупные и средние месторождения девона (вовлечены в разработку с 1944 по 1955 гг. Туймазинское, Серафимовское, Шкаповское) и терригенного нижнего карбона (с 1958 г. - Арлан-ское, Манчаровское, Орьебашское, Игровское, Четырмановское и др.) в течение последнего десятилетия находятся в III и IV - поздней и завершающей стадиях разработки по классификации проф. М.М.Ивановой. В данных стадиях задача поддержания высокого уровня добычи нефти при условии экономической рентабельности производства решается путем повышения коэффициента извлечения нефти из пластов, применения в производстве инновационных технических и технологических решений. В последнее время разработка нефтяных месторождений велась в рыночных условиях, при которых, наряду с новыми технологиями добычи нефти, интенсивно развиваются научные методы проектирования и анализа разработки месторождений. При полной компьютеризации процесса проектирования разработки месторождений созданы геолого-технологические и постоянно действующие математические модели месторождений. Результатом этого стало повышение качества и точности проектных документов.
Основателями моделирования разработки башкирских месторождений физическими, аналоговыми и гидродинамическими методами являются Г.А.Бабалян, ИЛ.Мархасин, В.М.Березин, М.И. Швидлер, Р.З. Сайфутдинова, И.Ф.Рахимкулов, М.М.Саттаров, В.В.Девликамов, КЛ.Коробов и др. (УфНИИ 1955-1965 гг.). С внедрением в практику проектирования показателей разработки месторождений электронно-вычислительных машин первых поколений был достигнут высокий уровень математического моделирования процессов разработки месторождений (руководитель работ д.т.н. Б.И. Леви, В.И.Дзюба, В.М.Санкин, Ю.В.Сурков, Х.Г.Шакиров, А.ГЛШахмаева, Э.М.Халимов, С.А.Пономарев и др.).
Разработка нефтяных месторождений Башкортостана в настоящее время ведется в крайне сложных условиях, характерных для поздней стадии разработки
большинства месторождений страны и Волго-Уральского нефтегазоносного региона. К таким условиям относятся:
о ухудшение геолого-физических параметров объектов разработки, структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов;
о высокая обводненность продукции скважин;
о осложнения, связанные с высоким содержанием в составе продукции скважин асфальтово-смолистых веществ, парафинов, солей и сероводорода.
На основе анализа особенностей разработки крупных нефтяных месторождений Башкортостана, выполненного ведущими специалистами-нефтяниками ОАО «АНК Башнефть», определены ближайшие задачи их доразработки и повышения эффективности эксплуатации скважин. Реализация поставленных задач будет происходить на основе восстановления принятых систем разработки, доведением плотности сетки скважин до оптимального уровня, стабилизацией и наращиванием темпов отбора жидкости, активизацией разработки на месторождениях с большими остаточными запасами, оптимизацией систем разработки путем применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и др.
В рамках этих задач находятся вопросы, связанные с совершенствованием методов проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений на основе создания новых и совершенствования известных методов моделирования разработки месторождений, воздействия на продуктивный пласт и повышения эффективности эксплуатации скважин.
Цель диссертационной работы - повышение эффективности доразработки нефтяных месторождений Башкортостана, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона (ТТНК), путем совершенствования методических подходов в моделировании, проектировании и обосновании применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов, методов оптимизации режимов эксплуатации промысловых систем.
Основные задачи исследований
1. Создание и усовершенствование математических моделей нефтяных месторождений, приуроченных к залежам ТТНК Башкортостана.
2.0боснование и совершенствование методов прогнозирования технологиче-
ских показателей разработки месторождений и определения коэффициентов нефтеотдачи при реализации систем разработки месторождений с заводнением пластов ТТНК.
3. Исследование эффективности процессов разработки залежей с применени
ем горизонтальных скважин (ГС), зарезки боковых стволов (БС) и гидродинамиче
ских методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГД МУН).
4. Создание методов и технологий оптимизации режимов эксплуатации
скважин в осложненных условиях поздней стадии разработки месторождений.
Методы исследований
При обработке данных разработки залежей, эксплуатации скважин использовались методы математической статистики, подземной гидромеханики и гидродинамического моделирования с внедрением современного программного обеспечения (ПО) компании «Роксар» RMS и MORE, а также вновь созданного ПО, численных методов решения задач.
На защиту выносятся:
Геолого-технологические модели для проектирования и анализа разработки Арланского, Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского, Бадряшского, Волковского и Гареевского месторождений.
Методика построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений с терригенными пластами-коллекторами, высокой неоднородностью геологического строения (расчлененностью) и повышенной вязкости нефти (на примере ТТНК Арланского месторождения). Методика прогнозирования показателей разработки с применением геолого-технологических моделей на поздней стадии разработки.
Методика расчета полимерного заводнения и влияния температуры закачиваемой воды при заводнении залежей с нефтями повышенной вязкости (для условий Арланского месторождения).
Моделирование разработки месторождений с применением ГС, БС и других ГД МУН при проектировании и анализе разработки.
Метод оптимизации режимов эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин для повышения эффективности эксплуатации системы ППД и уровня добычи нефти.
Научная новизна
Разработаны методы математического моделирования процессов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения их нефтеотдачи (полимерного заводнения и термозаводнения), адаптированные к условиям разработки залежей терригенной толщи нижнего карбона Башкортостана, включающие: модель неоднородности пласта, ремасштабирование, расчеты модифицированных относительных фазовых проницаемостей (МОФП), идентификацию и расчеты показателей разработки.
Разработана методика выбора, проектирования и оценки эффективности ГС, зарезки боковых стволов в скважинах, вскрывших нефтяные пласты ТТНК Башкортостана.
Разработана методика оптимизации режимов эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации системы ППД и уровня добычи нефти.
Практическая ценность и реализация работы
Разработана и внедрена методика построения геологических и гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений, на основе которой созданы постоянно-действующие геолого-технологические модели (ПДГТМ) основных объектов разработки месторождений Башкортостана (Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского, Баряшского, Волковского, Гареевского).
Разработана и внедрена методика прогнозирования показателей разработки месторождений на поздней стадии с применением ПДГТМ
Разработаны и внедрены методы математического моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт с целью повышения нефтеотдачи - полимерного и термозаводнения (применительно к залежам ТТНК Арланского нефтяного месторождения).
Разработана методика обоснования выбора, проектирования, оценки эффективности зарезки боковых стволов скважин (методика апробирована на Арлан-ском нефтяном месторождении).
Разработаны методы и способы, направленные на оптимизацию эксплуатации скважин в осложненных условиях:
о усовершенствована методика расчета забойного давления по динамическому
уровню жидкости в стволе скважин;
о методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные трубы при эксплуатации ШСНУ;
о методика определения предела эксплуатации добывающих скважин.
1 РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В первой главе изложены следующие вопросы: 1) аналитический обзор исследований в области математического моделирования процессов разработки нефтяных месторождений; 2) научно-технические задачи и проблемы, возникающие в процессе анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений, пути решения методами моделирования; постановка задач исследования в диссертационной работе; 3) описание созданных при непосредственном участии автора постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) ряда месторождений АНК "Башнефть" с залежами в терригенных толщах нижнего карбона (ТТНК).
1.1 Обзор работ по моделированию разработки нефтяных месторождений
Поэтапное развитие методов по моделированию процесса разработки нефтяных месторождений можно разделить на три периода:
до 80-х годов усилия исследователей концентрировались на создание методов расчета (аналитические, одномерные и двумерные численные);
1980-2000 гг. созданы эффективные трехмерные численные модели с огромным количеством формальных опций (возможностей);
в настоящее время внимание сосредоточено на задачах оптимизации технологических процессов.
Формальных и универсальных алгоритмов методов моделирования разработки месторождений пока не создано. Технологии принятия решений зависят от конкретных условий разработки месторождений и постоянно развиваются. В создание и совершенствование методов моделирования разработки нефтяных месторождений внесли огромный вклад отечественные ученые: В.Е.Андреев, К.С.Баймухаметов, П.М.Белаш, Ю.П.Борисов, Д.В.Булыгин, Ю.Е.Батурин, Г.Г.Вахитов, А.В.Гавура, А.Т.Горбунов, Р.Н.Дияшев, В.И.Дзюба, Ю.В.Желтов, С.Н.Закиров, М.М.Иванова, Г.С.Камбаров, А.В.Копытов, А.П.Крылов, Б.ИЛеви,
Е.ВЛозин, В.Д.Лысенко, М.М.Максимов, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т.Мищенко,
Р.Х.Муслимов, В.Ш.Мухаметшин, Э.Д.Мухарский, С.А.Назаров,
Б.М.Орлинский, И.Г.Пермяков, А.И.Пирвердян, Б.Ф.Сазонов, М.М.Саттаров, М.Л.Сургучев, Э.М.Тимашев, М.А.Токарев, В.З, Тухватуллин, Р.Т.Фазлыев, АЛ.Хавкин, Э.М. Халимов, Н.Ш.Хайрединов, Н.И.Хисамутдинов, И.А.Чарный, А.В.Черницкий, М.И. Швидлер, В.Н.Щелкачев и многие другие. Большой вклад внесли зарубежные ученые: A.Settari, D.L.Katz, G.R.King, I.H.Kassam, I.V.Vogel, K.Aziz, M.C. Leverett, T.Ertekin.
Начиная с 1980 г. наступил новый, современный этап в развитии моделирования разработки. Данный этап характеризуется переходом к полной компьютеризации исследований на базе зарубежной компьютерной техники (персональных компьютеров - ПК). Широкомасштабное применение компьютерных технологий создало предпосылки для резкого скачка в развитии методов моделирования и проектирования разработки нефтяных месторождений. Указанные успехи в моделировании совпали в временном разрезе с периодом перехода в стране к новой рыночной экономике. В это период разрушению или процедуре слияния подверглись крупнейшие научные центры, такие как, ВНИИнефть, ВНИИОЭНГ, СибНИИНП, УдмуртНИПИнефть и т.д. В области нефтедобычи быстрыми темпами создавался новый названный корпоративным тип нефтяной науки, характерным "представителем" которого является СургутНИПИнефть (по публикациям). В таких условиях, когда научные центры были ослаблены, в новых корпоративных научных структурах всюду на вооружение были взяты импортные пакеты программ по моделированию процессов разработки нефтяных залежей. Судя по публикациям /17,19,29,30,37,50, 62,72, 92,94/ в настоящее время в отрасли действующими, конкурентоспособными являются два моделирующих комплекса, представляющие адресные, трехмерные, многофазные, многокомпонентные модели пластов для различных режимов залежей с соответствующим программным обеспечением - это "Техсхема" ОАО "Сургутнефтегаз" и "Лаура" ОАО "ВНИИнефть" им. акад. А.П.Крылова. Для функционирования названных или подобных программных систем созданы сложные инфраструктуры по базам данных. Создаются новые коллективы ученых и специалистов - это А.Х.Шахвердиев, Ю.Б.Батурин, В.П.Майер, В.П.Сонич, Н.А.Черемисин,
И.С.Джафаров, В.Н.Пьянков, В.Р.Сыртланов, Л.М.Кадонникова, А.В.Давыдов, Н.В.Ювченко, Р.Д.Каневская и др. В новых условиях деятельности выполнен ряд крупнейших проектов разработки нефтяных месторождений, например, по Самотлорскому месторождению /72/. Приводятся схемы организации процесса моделирования и описания моделей в ОАО "Татнефть", "Петро-Альянс", "Казах-станНИПИнефть" и в других структурах.
Так в ОАО "Татнефть", НПЦ РИТ - научно-производственном центре развития информационных технологий ведется создание постоянно действующих трехмерных, геолого-технологических моделей месторождений, проектирование баз данных, интегрированной системы анализа и управления, разработка, в АРМ "Лазурит" - разработка и внедрение собственных программных продуктов /29/.
На основании анализа выработалась следующая концепция математического моделирования разработки месторождений /3/.
Компьютерная система проектирования (или просто СП) предназначается и выполняет функции по составлению проектных документов всех уровней (см. перечень руководящих документов) при разработке нефтяных месторождений. Как всякая система, СП БашНИПИнефть имеет составные части в виде технического, методического и программного, информационного обеспечения. В части информационного обеспечения (базы данных - БД) рассматриваемая СП входит в блок АСУ: «НГДУ (СОИ) - КИВЦ АПК «Башнефть» - БашНИПИнефть». Данная сложная система развивалась длительный период времени, практически от образования института, т.е. около 50 лет. В других отраслевых институтах аналогичные системы проектирования процессов разработки нефтяных месторождений, по-видимому, могут иметь как сходные системы функционирования, так и существенные отличительные особенности.
Изучение тенденций в развитии методов проектирования процессов разработки показывает, что в настоящее время из основных задач, решаемых при проектировании (геология, эксплуатационные объекты, система ППД, ПСС, КИН, экономика и др.), наиболее актуальной является обоснования КИН из недр, которая может быть решена только путем создания постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений и использовании этих моделей для составления ТЭО КИН из недр. Соответствующие регла-
ментные требования приведены в РД 153-39.0—047-00 /68/, РД 39-0147035-214-86 /67/ в «Инструкции» по ТЭО КИН из недр для представления в ГКЗ Госком-недр РФ. Дополнительно в 2004 г. утверждены РД раздельно для составления геологической и фильтрационной моделей. В связи с моделированием месторождений и технико-экономическим обоснованием коэффициентов извлечения нефти из недр рассмотрим НИР, выполненные в БашНИПИнефть в указанном направлении, начиная с 90-х годов за последнее десятилетие. Всего моделирование произведено по 26 месторождениям и площадям, в т.ч. шести объектам Когалымского и Нижневартовского районов. Первый опыт моделирования и результаты внедрения обобщены в работах Дзюбы В.И., Никитина В.Т. и др. /31/. Созданы модели для таких крупных объектов разработки, какими являются По-вховское, Четырманское, Сергеевское, Туймазинское, уникальное Арланское нефтяные месторождения (последнее с пятью крупными площадями). Месторождения характеризуются сложным геологическим строением, являются многопластовыми, в ряде случаев - с повышенной вязкостью нефти, находятся в поздней и завершающей стадиях разработки и т.д. Внедрение геолого-технологических моделей при проектировании позволило решить ряд технологических задач, которые трудно или невозможно решить при обычном подходе. Так, по Сатаевскому месторождению, путем расчета и анализа на модели свыше 70 вариантов доразработки, показана возможность существенного снижения отбора жидкости (до 12,6 млн. т против 25,1 млн. т по проекту) без уменьшения уровней добычи нефти и потерь в конечной нефтеотдаче (задача регулирования доразработки). По Четырманскому месторождению помощью модели обосновано бурение дополнительных проектных скважин и сокращение объема добываемой жидкости и закачки воды. На Воядинском месторождении с высоковязкой нефтью с помощью модели /32/ анализировалась эффективность термозаводнения, проводившегося в 1985-1993 гг. в сочетании т; уплотнением сетки скважин, получены составляющие общего термогидродинамического эффекта от технологических мероприятий. Проекты разработки, технологические схемы и ТЭО КИН, составленные с применением моделей, апробировались на ЦКР Минэнерго РФ, на ТКР ХМАО. К ним относятся ТЭО КИН и проекты разработки Кузбаев-ского и Старцевского месторождений, проект доразработки Вятской площади,
ТЭО КИН Арланского месторождения, технологическая схема разработки Или-шевского месторождения, проект разработки Кушкульского месторождения, технологические схемы и проекты разработки Южно-Ягунского, Когалымского; Мало-Нерногорскрго, Кирского, Коттынского и Дружного месторождений. Относительно небольшое количество проектных документов, представленных в ЦКР, было обусловлено тем, что действовало правило представления месторождений с остаточными запасами не менее 10 млн. т. В течение последних лет в ЦКР представляются проектные документы по всем месторождениям, независимо от величины запасов, поэтому количество представляемых от АНК Башнефть проектных документов резко возросло. В значительном количестве представляемых документов, в особенности по мелким месторождениям, обоснование проектных технологических показателей разработки и КИН производится без построения требуемой по РД геолого-технологической модели разработки, что вообще допускается Регламентом для проектирования. Это относится к ряду месторождений, таких как Алкинское, Гордеевское, Ардатовское, Петропавловское, Абдулловское, Исламгуловское, Салаватское, Кусяпкуловское, Ишимбаев-ское, Аллакаевское, Наратовское, Биавашское, Гареевское, Ахтинское, Бузовья-зовское и др. Использование в подобных случаях «по-коэффициентной» методики БашНИПИнефть в течение многих лет опробованной на практике, не снижает, по нашему убеждению, уровня представляемых работ.
Для большинства нефтяных месторождений республики Башкортостан, находящихся на поздней стадии разработки, кардинальными являются вопросы точного знания пространственного распределения остаточных запасов нефти в пластах, обоснованного предсказания реакции объектов на остановку или иное изменение режимов работы любых групп и категорий скважин, в том числе определения групп «бесполезных» скважин, остановка которых не приводила бы к снижению текущих уровней добычи нефти и конечной нефтеотдачи, но сокращала бы объемы попутной и закачиваемой воды и т. п.
Очевидно, что для таких месторождений термины «достаточная обоснованность» или «точность» обязательно включают требования непротиворечивости и согласованности со всем объемом информации о геологическом строении, лабораторных экспериментах, физико-химических свойствах пластовых
жидкостей, многолетней истории разработки и показателей эксплуатации скважин, данных промысловых исследований. Этому условию вполне отвечает методология математического моделирования процессов разработки объектов, включающая:
-построение геологических моделей пластов;
-построение гидродинамических моделей на основе многомерных уравнений многофазной фильтрации жидкостей в пористых средах;
-идентификацию моделей по всей совокупности данных многолетней истории разработки;
- исследование модели для поиска оптимальных решений.
До 2001г. математическое моделирование разработки нефтяных месторождений в АНК «Башнефть» в основном развивалось по пути создания моделей конкретных месторождений, для чего в лаборатории математического моделирования института «БашНИПИнефть» под руководством и непосредственном участии автора было разработано собственное программное обеспечение (ПО) «Ка-раидель». Одновременно использовался комплекс «Геопак-3». Как называлось выше, были созданы математические модели процессов заводнения ряда месторождений Башкортостана (Сатаевского, Воядинского, Четырманского и др.), позволяющие решать широкий класс все более усложняющихся задач их доразра-ботки.
Однако с 2001г. в АНК «Башнефть» реализуется программа, направленная на создание и внедрение в практику проектирования и анализа разработки постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (ПДГТМ), соответствующих требованиям принятого и введенного в действие приказом Минтопэнерго РФ руководящего документа (РД) «Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (ПДГТМ)» /68/. Данный РД заменил собой раздел Регламента на проектирование 96г., посвященный созданию математических моделей разработки.
Вопросам создания и применения постоянно-действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) в процессе проектирования разработки нефтяных месторождений и обоснования коэффициентов извлечения нефти (КИН)
Минэнерго РФ и МПР РФ придают большое значение. В лицензионные соглашения на разработку нефтяных месторождений включают отдельным пунктом их создание. При рассмотрении проектных документов на Центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (ЦКР) в обязательном порядке подвергается экспертизе ПДГТМ. В руководящем документе на создание ПДГТМ говорится, что «ПДГТМ являются основой для подсчета балансовых запасов по пластам и горизонтам, составления технико-экономического обоснования (ТЭО) КИН, технологических схем и проектов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений». Эксперты государственной комиссии по запасам (ГКЗ) все чаще одним из главных недостатков ТЭО КИН считают неприменение ПДГТМ при расчете КИН. Кроме того, ПДГТМ имеют и самостоятельную ценность. Их применение при обосновании ГТМ кратно снижает количество неуспешных мероприятий.
Основные требования Регламента на моделирование /68/ следующие:
- модели должны быть постоянно-действующими;
-применять при моделировании допускается только сертифицированное, тестированное программное обеспечение (ПО); программы должны быть трехмерными, трехфазными, должны учитывать гравитацию, капиллярные силы, сжимаемость породы и пластовых жидкостей;
-размер ячеек по горизонтали должен быть таков, чтобы между ячейками со скважинами было не менее 3-5-ти свободных ячеек;
-геологические модели должны быть адресными, трехмерными, максимально детальными по вертикали; толщина элементарных слоев не должна превышать 1-2-х метров.
Регламент на моделирование предъявляет весьма жесткие, но справедливые требования к ПДГТМ как по набору и качеству исходной информации, так и по качеству геологического и фильтрационного моделирования. Можно сказать, что требования Регламента максимальны, их в полном объеме необходимо выполнять на вновь разбуриваемых месторождениях. Однако регламент не учитывает специфику месторождений старых нефтедобывающих регионов, к которым относится и Башкортостан. Особенность месторождений старых регионов заключается в том, что набор и качество исходной информации по месторождени-
ям «разного возраста» значительно различается. Например, по месторождениям, которые разбуривались в 30-е годы прошлого столетия (Ишимбайская группа), может полностью отсутствовать геофизическая информация по скважинам. Туймазинское месторождение характеризуется тем, что имеется три различных набора методов ГИС и т.д. Исходя из этого, требования к проектным документам и, соответственно, ПДГТМ, можно сформулировать следующим образом: «Проектные документы должны составляться с использованием всей доступной по месторождению геолого-промысловой информации, для ее обработки и анализа, а также для прогнозирования должны применяться современные методы и средства». Часть недостающей информации можно получить, проведя соответствующие исследования на любой стадии разработки, часть потеряна безвозвратно. Это требуется показывать и доказывать в проектных документах, оптимизируя при этом объем работ. Например, если для создания ПДГТМ некоторых месторождений Ишимбайской группы недостаточно информации, то моделировать разработку можно на характерных элементах пласта, что намного проще, чем моделировать месторождение целиком. Это тем более важно, что АНК «Башнефть» предстоит выполнить огромный объем работ по проектированию.
Объем работ по проектированию разработки нефтяных месторождений АНК «Башенфть», который в перспективе предстоит выполнить, можно оценить следующим образом. Предприятия компании разрабатывают более 150 нефтяных месторождений. В статье генерального директора ГУП «Экспертнефтегаз» В.Ф.Базива «Новые требования к проектированию разработки нефтяных месторождений» говорится, что проектные документы должны обновляться не реже чем один раз в 5 лет. Таким образом, в среднем в год необходимо будет выполнять около 30 проектных документов. С учетом ТЭО КИН - не менее 40 документов в год. Если учесть то, что треть месторождений будет проектироваться без полноразмерных моделей вследствие невозможности их создания, расчеты будут производиться на моделях элементов пласта, то в год необходимо создавать 27 ПДГТМ.
В плане реализации программы по созданию и внедрению в АНК «Башнефть» ПДГТМ разработки нефтяных месторождений под руководством и при
непосредственном участии автора в институте «БашНИПИнефть» выполнены следующие работы:
внедрено современное (признанное в мире) ПО норвежской компании «Роксар» RMS и MORE, позволяющее создавать детальные трехмерные трехфазные модели пласта;
усовершенствованы методики построения геологических и гидродинамических цифровых моделей с применением нового ПО;
созданы ПДГТМ основных объектов разработки ряда месторождений АНК «Башнефть»: Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского, Бадряшского, Волковского, Гареевского;
смоделирована разработка Юбилейного месторождения;
пополнены и эксплуатировались модели разработки Арланского и Туймазинского месторождений.
В процессе математического моделирования разработки нефтяных месторождений возникают некоторые трудности. Основная проблема заключается в отсутствии баз данных необходимого качества. Результат - модели не удовлетворяют требованиям Регламента /68/ в части детальности, адекватного представления моделируемых объектов. Моделирование осуществляется, как правило, на основе баз результатов интерпретации ГИС, создаваемых в процессе подсчета запасов нефти. Эти базы удовлетворяют требованиям ГКЗ, предъявляемым к двумерному, «бумажному» подсчету запасов, но не соответствуют требованиям ЦКР и Регламента. Базы недостаточно детальны, не приведены в соответствие с картами и профилями. Литология в них - только «коллектор». Остальное (между пластами-коллекторами) по умолчанию относится к «неколлекторам». Результирующие (протокольные) таблицы подсчета запасов также зачастую не соответствуют данным из баз интерпретации ГИС, картам и профилям. Как пример - каширо-подольские отложения Арланского месторождения, по которым ГКЗ увеличило запасы нефти путем увеличения нефтенасыщенных толщин по всему фонду скважин, а карты и базы данных впоследствии исправлены не были. По этому объекту свести запасы нефти к утвержденным при моделировании геологии без правки баз интерпретации ГИС не удастся даже в целом по объекту. Получить утвержденные запасы будет проблематично даже после ис-
правления баз. Требование же Регламентов /68/ - по залежам балансовые запасы не должны отличаться более чем на 5%. Распространенное явление - нефтена-сыщенные интервалы оказываются ниже ВНК, водонасыщенные - выше. При ручных построениях на бумаге проблема решается просто - нефть оказывается внутри контура нефтеносности «волевым решением» исполнителя. При моделировании же необходимо править исходную базу, изменяя абсолютные отметки пластов. Моделирование не терпит ошибок в данных, все параметры в моделях взаимосвязаны и не должны противоречить друг другу. При моделировании все ошибки «ручных» построений вскрываются.
При построениях карт для подсчета запасов не учитываются условия осадконакопления, седиментогенез пластов, поскольку это слабо влияет на объемы. В результате теряются важнейшие характеристики пластов, влияющие на показатели разработки и конечный КИН - зональная и послойная неоднородности, анизотропия. Сплошь и рядом 10-15-метровые пласты в «бумажных» моделях подсчетов запасов плавно «худеют» до 1 -2-х метровых на расстояниях 200-300м, или даже выклиниваются на середину расстояния между скважинами. Пласты получаются изотропными, с полной связью по горизонтали и вертикали, с одинаковыми коллекторскими свойствами, т.е. монолитными. Результат — расчет на таких моделях показывает независимость конечных КИН от плотности сетки и системы размещения скважин. КИН при расчете на таких моделях стремится к коэффициенту вытеснения. Для проверки были проведены расчеты на модели ТТНК Новохазинской площади. По вариантам различаются лишь сроки разработки и незначительно - ВНФ. Кратное уплотнение сетки скважин повышает КИН на доли %.
Математические модели являются мощным инструментом оптимизации разработки нефтяных месторождений. Применение моделей на этапе обоснования ГТМ снизит количество неуспешных мероприятий вдвое (неуспешных вследствие неправильного подбора объектов). В подтверждение приведем пример. На ТТНК Арланского месторождения в течение трех лет было пробурено 35 боковых стволов. Провели математический эксперимент на модели разработки ТТНК Арланского месторождения, выполненной в 1994-2000гг. на ПО Геопак-3 и «Караидель». Ввели в модель 30 скважин с БС (5 скважин смоделировать не
удалось вследствие значительного изменения представлений о геологии, а также грубости модели) и провели прогнозные расчеты. Поскольку модель последние годы пополнялась, но не адаптировалась, то ситуации соответствует моменту принятия решения на бурение этих БС, т.е. 1998г. Расчеты показали хорошее совпадение показателей по 20 скважинам из 30, по 10 скважинам имеется расхождение фактических и расчетных показателей. Тем не менее 2/3 скважин были спрогнозированы правильно, несмотря на то, что модель грубая, размер ячейки по горизонтали 200 м, пласты монолитные, моделировались одним прослоем каждый, настраивалась модель по площадям и группам скважин. Моделирование скважин с БС на стадии обосновании их бурения позволило бы сократить количество неудачных БС вдвое. Это говорит о том, что в перспективе модели должны быть и в НГДУ, о том, что они кратно окупятся не только при проектировании, но и при обосновании ГТМ. Подробнее результаты моделирования БС на ТТНК Арланского месторождения изложены в разделе 2.2 диссертации.
И, наконец, сегодня для эффективной разработки месторождения необходимо знать не начальные балансовые запасы нефти, а текущие извлекаемые с привязкой к конкретным зонам пластов. Учитывая набор геолого-промысловых данных, который обычно имеется по месторождениям, локализовать сегодня остаточные извлекаемые запасы без применения ПДГТМ практически невозможно.
Безусловно, дальнейшее развитие и внедрение в практику разработки нефтяных месторождений методов математического моделирования потребует значительных средств и времени, но за ним - будущее.
1.2 Типы задач, решаемых при геолого-технологическом моделировании
Исходя из концепции моделирования порядок и особенности решаемых в диссертации задач следующие. Дается краткая геолого-физическая характеристика залежи для правильного построения геологической модели в соответствии с требованиями РД, определения основных параметров фильтрационной модели (ФМ) также согласно РД. Далее следует учитывать, что геолого-технологическая
модель является инструментом анализа текущего состояния и истории разработки месторождения. В особенности это важно при изучении многопластовых разрезов скважин залежей арланского типа с совместной перфорацией пластов как в добывающих, так и нагнетательных скважинах. При достаточной идентификации показателей модели и фактических данных разработки решается задача о распределении закачиваемой воды и добываемой жидкости по пластам, что позволяет определить текущую выработку каждого из пластов, построить попла-стовые карты остаточных нефтенасыщенных толщин в сочетании с накопленными отборами нефти и воды из скважин. Построение карт производится специализированной группой. Производится анализ выработки запасов по пластам с помощью геологических профилей, что в конечном итоге поможет скорректировать систему разработки на каждом этапе, повысить эффективность ППД. Следующим этапом является обоснование выделения эксплуатационных объектов. Для пластов ТТНК Арланского месторождения данная проблема изучалась и решена К,С.Баймухаметовым: обосновано выделение двух и реже трех эксплуатационных объектов. Как указывалось выше, главной задачей анализа и проектирования разработки является прогноз технологических показателей разработки и в конечном итоге - уточнение достигаемых КИН по пластам . важнейшей проблемой на этапе моделирования месторождения является проектирование системы контроля и регулирования процесса разработки. Для многопластовых месторождений проблема сводится к определению количества за весь период исследований раздельного притока и закачки из пластов объемов производства РИР по ограничению водопритока из отдельных пластов методами КРС. Данное направление исследовалось К.С.Баймухаметовым /10,11/.
В заключении данного пункта приводится перечень задач, решаемых с применением ПДГТМ для нефтяных месторождений и прежде всего Арланского /84,65/:
распределение добывающих и нагнетательных скважин по раздельной и совместной перфорации пластов в многопластовом объекте (ТТНК);
Обзор работ по моделированию разработки нефтяных месторождений
Поэтапное развитие методов по моделированию процесса разработки нефтяных месторождений можно разделить на три периода: - до 80-х годов усилия исследователей концентрировались на создание методов расчета (аналитические, одномерные и двумерные численные); - 1980-2000 гг. созданы эффективные трехмерные численные модели с огромным количеством формальных опций (возможностей); - в настоящее время внимание сосредоточено на задачах оптимизации технологических процессов. Формальных и универсальных алгоритмов методов моделирования разработки месторождений пока не создано. Технологии принятия решений зависят от конкретных условий разработки месторождений и постоянно развиваются. В создание и совершенствование методов моделирования разработки нефтяных месторождений внесли огромный вклад отечественные ученые: В.Е.Андреев, К.С.Баймухаметов, П.М.Белаш, Ю.П.Борисов, Д.В.Булыгин, Ю.Е.Батурин, Г.Г.Вахитов, А.В.Гавура, А.Т.Горбунов, Р.Н.Дияшев, В.И.Дзюба, Ю.В.Желтов, С.Н.Закиров, М.М.Иванова, Г.С.Камбаров, А.В.Копытов, А.П.Крылов, Б.ИЛеви, Е.ВЛозин, В.Д.Лысенко, М.М.Максимов, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т.Мищенко, Р.Х.Муслимов, В.Ш.Мухаметшин, Э.Д.Мухарский, С.А.Назаров, Б.М.Орлинский, И.Г.Пермяков, А.И.Пирвердян, Б.Ф.Сазонов, М.М.Саттаров, М.Л.Сургучев, Э.М.Тимашев, М.А.Токарев, В.З, Тухватуллин, Р.Т.Фазлыев, АЛ.Хавкин, Э.М. Халимов, Н.Ш.Хайрединов, Н.И.Хисамутдинов, И.А.Чарный, А.В.Черницкий, М.И. Швидлер, В.Н.Щелкачев и многие другие. Большой вклад внесли зарубежные ученые: A.Settari, D.L.Katz, G.R.King, I.H.Kassam, I.V.Vogel, K.Aziz, M.C. Leverett, T.Ertekin.
Начиная с 1980 г. наступил новый, современный этап в развитии моделирования разработки. Данный этап характеризуется переходом к полной компьютеризации исследований на базе зарубежной компьютерной техники (персональных компьютеров - ПК). Широкомасштабное применение компьютерных технологий создало предпосылки для резкого скачка в развитии методов моделирования и проектирования разработки нефтяных месторождений. Указанные успехи в моделировании совпали в временном разрезе с периодом перехода в стране к новой рыночной экономике. В это период разрушению или процедуре слияния подверглись крупнейшие научные центры, такие как, ВНИИнефть, ВНИИОЭНГ, СибНИИНП, УдмуртНИПИнефть и т.д. В области нефтедобычи быстрыми темпами создавался новый названный корпоративным тип нефтяной науки, характерным "представителем" которого является СургутНИПИнефть (по публикациям). В таких условиях, когда научные центры были ослаблены, в новых корпоративных научных структурах всюду на вооружение были взяты импортные пакеты программ по моделированию процессов разработки нефтяных залежей. Судя по публикациям /17,19,29,30,37,50, 62,72, 92,94/ в настоящее время в отрасли действующими, конкурентоспособными являются два моделирующих комплекса, представляющие адресные, трехмерные, многофазные, многокомпонентные модели пластов для различных режимов залежей с соответствующим программным обеспечением - это "Техсхема" ОАО "Сургутнефтегаз" и "Лаура" ОАО "ВНИИнефть" им. акад. А.П.Крылова. Для функционирования названных или подобных программных систем созданы сложные инфраструктуры по базам данных. Создаются новые коллективы ученых и специалистов - это А.Х.Шахвердиев, Ю.Б.Батурин, В.П.Майер, В.П.Сонич, Н.А.Черемисин, И.С.Джафаров, В.Н.Пьянков, В.Р.Сыртланов, Л.М.Кадонникова, А.В.Давыдов, Н.В.Ювченко, Р.Д.Каневская и др. В новых условиях деятельности выполнен ряд крупнейших проектов разработки нефтяных месторождений, например, по Самотлорскому месторождению /72/. Приводятся схемы организации процесса моделирования и описания моделей в ОАО "Татнефть", "Петро-Альянс", "Казах-станНИПИнефть" и в других структурах.
Так в ОАО "Татнефть", НПЦ РИТ - научно-производственном центре развития информационных технологий ведется создание постоянно действующих трехмерных, геолого-технологических моделей месторождений, проектирование баз данных, интегрированной системы анализа и управления, разработка, в АРМ "Лазурит" - разработка и внедрение собственных программных продуктов /29/.
На основании анализа выработалась следующая концепция математического моделирования разработки месторождений /3/.
Компьютерная система проектирования (или просто СП) предназначается и выполняет функции по составлению проектных документов всех уровней (см. перечень руководящих документов) при разработке нефтяных месторождений. Как всякая система, СП БашНИПИнефть имеет составные части в виде технического, методического и программного, информационного обеспечения. В части информационного обеспечения (базы данных - БД) рассматриваемая СП входит в блок АСУ: «НГДУ (СОИ) - КИВЦ АПК «Башнефть» - БашНИПИнефть». Данная сложная система развивалась длительный период времени, практически от образования института, т.е. около 50 лет. В других отраслевых институтах аналогичные системы проектирования процессов разработки нефтяных месторождений, по-видимому, могут иметь как сходные системы функционирования, так и существенные отличительные особенности.
Изучение тенденций в развитии методов проектирования процессов разработки показывает, что в настоящее время из основных задач, решаемых при проектировании (геология, эксплуатационные объекты, система ППД, ПСС, КИН, экономика и др.), наиболее актуальной является обоснования КИН из недр, которая может быть решена только путем создания постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений и использовании этих моделей для составления ТЭО КИН из недр. Соответствующие регла ментные требования приведены в РД 153-39.0—047-00 /68/, РД 39-0147035-214-86 /67/ в «Инструкции» по ТЭО КИН из недр для представления в ГКЗ Госком-недр РФ. Дополнительно в 2004 г. утверждены РД раздельно для составления геологической и фильтрационной моделей. В связи с моделированием месторождений и технико-экономическим обоснованием коэффициентов извлечения нефти из недр рассмотрим НИР, выполненные в БашНИПИнефть в указанном направлении, начиная с 90-х годов за последнее десятилетие. Всего моделирование произведено по 26 месторождениям и площадям, в т.ч. шести объектам Когалымского и Нижневартовского районов. Первый опыт моделирования и результаты внедрения обобщены в работах Дзюбы В.И., Никитина В.Т. и др. /31/. Созданы модели для таких крупных объектов разработки, какими являются По-вховское, Четырманское, Сергеевское, Туймазинское, уникальное Арланское нефтяные месторождения (последнее с пятью крупными площадями). Месторождения характеризуются сложным геологическим строением, являются многопластовыми, в ряде случаев - с повышенной вязкостью нефти, находятся в поздней и завершающей стадиях разработки и т.д. Внедрение геолого-технологических моделей при проектировании позволило решить ряд технологических задач, которые трудно или невозможно решить при обычном подходе. Так, по Сатаевскому месторождению, путем расчета и анализа на модели свыше 70 вариантов доразработки, показана возможность существенного снижения отбора жидкости (до 12,6 млн. т против 25,1 млн. т по проекту) без уменьшения уровней добычи нефти и потерь в конечной нефтеотдаче (задача регулирования доразработки). По Четырманскому месторождению помощью модели обосновано бурение дополнительных проектных скважин и сокращение объема добываемой жидкости и закачки воды. На Воядинском месторождении с высоковязкой нефтью с помощью модели /32/ анализировалась эффективность термозаводнения, проводившегося в 1985-1993 гг. в сочетании т; уплотнением сетки скважин, получены составляющие общего термогидродинамического эффекта от технологических мероприятий.
Геолого-технологическая модель Арланского нефтяного месторождения, краткая геолого-физическая характеристика
Работы были начаты с моделирования заводнения ТТНК Вятской площади (В.И.Дзюба, Е.И.Рубин). В 1996 г. было завершено моделирование разработки ТТНК Арланской и Николо-Березовской площадей (В.И.Дзюба, В.З.Минликаев). Модель разработки ТТНК Новохазинской и Юсуповской площадей создана в 1999г. (В.М.Санкин, В.З.Минликаев).
Моделирование ТТНК Арланского месторождения продолжалось в течение 5 лет.
Поскольку до 1996г. работы по моделированию разработки не регламентировались, регламент по созданию постоянно действующих моделей [68] принят и введен в действие в марте 2000г., в настоящем проектном документе методика и результаты моделирования описываются в соответствии с отчетами, выполненными до его принятия.
Для моделирования применялось различное программное обеспечение (ПО). Создание геологической цифровой модели Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей осуществлялось с применением ПО «Геопак-3» (СибНИ-ИНП), геолого-цифровая модель Новохазинской и Юсуповской площадей с применением ПО В.М.Санкина. Математическое моделирование разработки ТТНК Вятской площади первоначально осуществлялось на ПО В.И.Дзюбы, остальных площадей - с применением ПО «Караидель» (БашНИПИНефть). В настоящее время модель Вятской площади переведена на ПО «Караидель». При переходе с ПО В.И.Дзюбы на ПО «Караидель» было произведено сопоставление результатов расчетов, разница оказалась несущественной.
В процессе работ совершенствовались методические основы при сохранении принципиальных положений. Первое положение - геологические цифровые модели создавались на основе геологической модели, обоснованной в работе и принятой в 2000г. ГКЗ Минприроды РФ. Второе - во всех случаях создавались двухфазные изотермические двумерные (на некоторых площадях с элементами трехмерности) модели разработки с применением отечественного ПО, площади моделировались целиком, взаимовлияние учитывалось заданием законтурной области необходимого размера или перекрытием моделей площадей на 2-3 км. Площади разделены рядами нагнетательных скважин. Геологическое строение ТТНК Арланского нефтяного месторождения подробно изложено в работе [65], поэтому в настоящем разделе приводится лишь краткая характеристика. Главное требование к математической модели (в дальнейшем "ММ") заключается в том, что она должна правильно отражать процессы, происходящие в залежах моделируемого объекта при его разработке. Эти процессы можно подразделить на существенные и несущественные. Существенные процессы должны учитываться обязательно, несущественными обычно пренебрегают. Существенность процессов определяется степенью их влияния на разработку моделируемого объекта и задачами, которые предполагается решать с помощью модели. Например, если ММ не предполагается использовать для оценки технологического эффекта от закачки в пласт газа, давление в залежах всегда выше давления насыщения. Поскольку залежи нефти ТТНК Арланского месторождения разрабатываются с ППД заводнением, пластовое давление выше давления насыщения нефти газом, то модель должна учитывать двухфазность потоков, сжимаемости нефти, воды и коллекторов. Учитывая размеры моделируемых объектов, систему разработки, высокую проницаемость коллекторов, незначительные размеры переходных зон, представляется целесообразным пренебречь капиллярными и диффузионными силами, изменениями температуры. Особое внимание необходимо обращать на моделирование неоднородности по разрезу. Ее можно разделить на две категории - неоднородность первого порядка (главную неоднородность) и неоднородность второго порядка. Наиболее существенное влияние при разработке единой сеткой скважин оказывает именно неоднородность первого порядка. В случае с ТТНК Арланского месторождения вопрос неоднородность первого порядка - это расчлененность ТТНК на 8-Ю пластов (с учетом непроницаемых прослоев - на 15 - 19), она учтена путем моделирования всех пластов в одной модели. Неоднородность второго порядка - неоднородность самих пластов. Пласты ТТНК имеют относительно небольшие эффективные толщины при большой протяженности пластов, расчленены незначительно (табл. 2.2). Из табл.2.2 видно, что расчлененность пластов в основном составляет 1.0 - 1.05 (за исключением пласта С-VI). Очень высоки значения песчанистости - в пределах 0.98 - 1.0, т.е. внутри пластов практически не встречается непроницаемых прослоев. Таким образом, исходя из однородности большинства пластов ТТНК (от C-I до C-VIo) было принято решение моделировать пласты одним слоем каждый. Пласт С-VI расчленен в среднем на 2 прослоя, а пласт С-П на Новохазинской площади характеризуется коэффициентом расчлененности 1.4, поэтому при моделировании Новохазинской площади было решено пласт С-VI разбить на 3 прослоя, пласт С-П -на два прослоя. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды составляет 81 -90 % . Динамика пластового давления свидетельствует о поступлении воды из законтурной зоны площадей (пласт CVI Арланской площади). Следовательно, при построении моделей должны быть учтены притоки воды из законтурных областей. Имеются данные о том, что на величину остаточной нефтенасыщенности влияет скорость вытеснения. Вязкость пластовой нефти и коэффициент вытеснения зависят от градиента давления и скорости вытеснения. Существенность этих явлений исследовалась на модели разработки Вятской площади. В алгоритм модели были введены зависимости остаточной нефтенасыщенности и вязкости нефти от скорости потока жидкости. Сопоставление результатов расчетов на модели с учетом названных факторов и без них показало, что их влияние пренебрежимо мало.
При определении количества и размеров ячеек учитывались размеры моделируемых площадей, система размещения скважин, дебиты добывающих и приемистости нагнетательных скважин, количество моделируемых пластов, мощность имеющейся в наличии вычислительной техники.
Моделирование полимерного заводнения
Всего перечислено 9 видов работ. Рассмотрим эти виды с точки зрения соответствия гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи (ГД МУН). В методическом руководстве по определению технологической эффективности ГД МУН к первой группе отнесены методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и объединяются под общим названием "нестационарное заводнение". Типичными для этой группы являются ФОЖ и циклическое заводнение. Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта, степень влияния их на систему и технико-экономические показатели разработки весьма высокая. К ним отнесены перенос фронта нагнетания путем перевода добывающих скважин в нагнетательные, очаговое заводнение в отдельные добывающие скважины, вовлечение в разработку недренируемых запасов путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, перевода скважин с одного объекта на другой, разукрупнение объектов, и др. Видим, что перечисленные выше в пунктах 1, 4-7 виды КРС полностью относятся ко второй группе методов, а такие из них как отключение пласта, переход скважин на другие объекты, зарезка БС используются нами при обосновании и расчетах проектных .вариантов разработки месторождения. Так, ниже в таблице 2.13 даны проектные количества скважин возвратного фонда с ТТНК на каширо-подольские отложения по вариантам и количества скважин для зарезки боковых стволов с целью создания систем разработки залежей турнейского яруса.
Методы КРС, перечисленные выше в п.п. 2,3 и 9, непосредственно не относятся к ГД ЛУН, характеризуют виды работ по поддержанию скважин в нормальном техническом состоянии и по ликвидации скважин. Количество скважин для ликвидации складывается из 3-х частей: 1) скважин в водоохранных зонах (ВОЗ); 2) скважин по аварийному техническому состоянию; и 3) скважин, выполнивших технологическое назначение (добывающая, нагнетательная, контрольная, и т.д.), и когда отсутствуют направления дальнейшего использования, такие как переход на другой горизонт или зарезка БС. Полный учет скважин, находящихся в ВОЗ, произведен при составлении раздела ОВОС, количество скважин для ликвидации в ВОЗ - 283. Кроме этого, имеется некоторое количество скважин в санитарных зонах (СЗ).
Анализ технического состояния скважин проведен по всему фонду с использованием методики, разработанной в БашНИПИнефть. В этом же разделе представлены в полном объеме рекомендации по наращиванию цементного камня за колонной кондуктора (КР1-4 в перечне видов КРС), а также за эксплуатационной колонной.
Прогнозирование количества работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны (КР2 в перечне) осуществляется с использованием методики Т. Г. Берлина.
Наконец, выбытие скважин после выполнения технологического назначения по ТТНК определяется на основании гидродинамических расчетов. Общее количество скважин для ликвидации сводится в таблицу 2.13 и составляет по месторождению до конца разработки 4628 т.т., затем определяется график ликвидации скважин по годам разработки, производится экономическая оценка затрат на ликвидацию скважин.
Теперь рассмотрим оставшиеся из перечня виды работ 1, 5-6, 8. Вид работ 6 (КР7) приобщение пластов, дополнительная перфорация - не является типичным для завершающей стадии разработки пластов ТТНК. Вид работ 5 (КР6) - переход добывающих скважин в нагнетательные - напротив, является типичным для завершающей стадии разработки, так как путем детального воздействия на-каждый из пластов ТТНК, на слабовырабатываемые зоны пластов с применением метода ИНФП достигается наиболее полная выработка остаточных запасов нефти.
Более подробно, далее, рассмотрим виды работ 1 (КР1-2) - отключение отдельных пластов ТТНК (верх, низ); и 8 (КР11-1) - исследование раздельного притока из пластов ГГНК, имеющие основное значение при регулировании процесса до-разработки месторождения.
В статье Баймухаметова К.С. и др. о путях рациональной разработки Арлан-ского месторождения в поздней стадии указывается: "На поздней стадии основным методом работ по упорядочению разработки и вовлечению в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов Арланского нефтяного месторождения являются изоляционные работы, тогда как бурение новых скважин имеет более узкое назначение, направленное на устранение имеющихся недостатков в тех случаях, когда это невозможно сделать в старых скважинах. В этом принципиальное отличие разработки месторождения".
Важно подчеркнуть, что речь идет о вовлечении в активную разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) всех пластов, включая второстепенные. На практике специалисты часто утверждают о целесообразности путем разукрупнения вовлечения в разработку промежуточных пластов" для решения проблемы нефтеотдачи по терригенной толще. Такая постановка вопроса является неточной по следующим причинам основание выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов).
1. В терригенной толще по геолого-физическим характеристикам пластов выделены два эксплуатационных объекта - нижний (CVI+промеж.) и верхний (СП(СШ)+С1), и по сложившимся условиям промежуточные пласты не могут быть выделены в самостоятельный объект (кроме, как бурением новых скважин) до времени полной выработки и отключения, основных СП и CVI пластов.
2. Согласно работе Баймухаметова К.С. и др. ТрИЗ в сопоставимых объемах находятся во всех пластах. Так, доли запасов пластов с толщиной до 2 м составляют: CI - 0,83 д.ед., СИ - 0,25, СШ - 36, CIVO -CVI0 - от 0,67 до 1,0, CVI - 0,07 д.ед. Кроме этого, в пласте CVI находятся обширные ВНЗ. Проблема извлечения ТрИЗ является более общей, чем только разработки промежуточных пластов, так как существенная часть запасов заключена на участках, где пласты имеют малую толщину и относятся к низкопроницаемым коллекторам (НПК). Bo-влечение таких запасов является сложной задачей и связано с. необходим остью применения новых технических и технологических решений (по плотности сетки, давлениям нагнетания, рабочим агентам для закачки в пласты). Это относится и к запасам в промежуточных пластах, в т.ч. при условии разукрупнения одного объекта разработки. При этом остается в силе рекомендация проекта 1986г. - вскрывать в новых нагнетательных скважинах только пачку промежуточных пластов (IV0, IV, V, VI). 3. Анализ показывает, что высокая обводненность продукции по терриген-ной толще "в значительной степени обусловлена несвоевременным отключением высокопродуктивных обводнившихся основных пластов СН и CVI. Как было показано при характеристике фонда, в около 1/3 добывающих и 1/4 нагнетательных скважин основные пласты перфорированы совместно (в комбинации с промежуточными). В этом случае изоляция обводнившегося II или VI пласта является наиболее актуальной задачей. Как уже указывалось, требуется также обеспечить выработку пластов снизу-вверх.
Критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и методика расчета
Проблема оценки и повышения эффективности ППД является одной из важнейших на всех стадиях разработки месторождений наряду с такими, как выбор плотности сетки скважин и выделение эксплуатационных объектов (на многопластовых месторождениях). Сложность решения задачи оптимизации системы разработки значительно возрастает на поздней стадии и главной причиной этого является отключение добывающих и нагнетательных скважин по мере выработки запасов пластов. Снижение уровней добычи нефти и жидкости на поздней стадии приводит к необходимости периодической реконструкции системы сбора и подготовки добываемой продукции. Опыта регулирования процесса разработки на поздней стадии пока что не достаточно.
Вопросы оценки эффективности системы ППД рассматривались в работах Лозина Е.В., Баймухаметова К.С. Так, Е.В. Лозиным изучалась динамика градиентов пластовых давлений по стадиям разработки. К.С. Баймухаметовым оценка эффективности системы ППД производилась с помощью зависимостей "отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных (п) - отношение приемистости к среднему дебиту жидкости (q)". У.Ескалиевым и др. предложен метод расчета дополнительной добычи нефти от закачки по каждой добывающей скважине. Г.Б. Выжигиным предложена формула определения эффективности заводнения по промысловым данным. А.А. Джавадяном и др. даны рекомендации по поддержанию оптимального пластового давления не выше начального, позволяющего также проводить ремонтные работы без глушения.
На поздней стадии, когда отсутствует прирост геологических запасов нефти, критерием эффективности ППД и систем разработки в целом является достижение максимального значения КИН при соответствующих технологических и экономических показателях. Число оценочных параметров для характеристики ППД в сравнении с обычным анализом возрастает, анализ становится более детальным. Например, при оценке эффективности ППД необходимо дополнительно рассчитывать и анализировать показатели:
В конечном итоге детализация сводится к построению трехмерных полей расходов (скоростей) воды и нефти и закачиваемой воды в нагнетательные скважины с использованием математической модели неоднородного продуктивного пласта.
Для определения величин предлагаемых параметров автором разработана методика, суть которой заключается в расчете текущих и накопленных полей (сеточных распределений) - расходов (скоростей) воды и нефти за счет закачки воды в данную нагнетательную скважину (группу скважин) с последующим их осреднением и взвешиванием. Подобные поля целесообразно строить и для добывающих скважин. От предлагаемых распределений можно получать производные, например, поле количеств движущейся нефти, поле нефтесо-держаний. При рассмотрении эффективности работы группы скважин поля можно суммировать или производить другие операции.
Практически во всех применяемых в настоящее время для моделирования разработки нефтяных месторождений алгоритмах поля давлений и насыщенно-стей находятся путем решения конечно-разностного аналога уравнения Лапласа. При этом учитываются законы материального баланса, Дарси. Для описания совместного движения пластовых жидкостей применяется уравнение Баклея-Леверетта. Моделируемая область разбивается на NX NY NZ (соответственно по осям OX, OY и OZ) элементарных ячеек, в каждой из которых задаются свойства пласта-коллектора (эффективная и нефтенасыщенная толщина, проницаемость, пористость, начальная и остаточная нефтенасыщенность, абсолютная отметка, величина анизотропии по проницаемости, форма фазовых кривых, свойства нефти и воды, сжимаемость пор). Элементарная ячейка может содержать сток (добывающая скважина) или источник (нагнетательная скважина). Для каждого временного отрезка («слоя») составляется система уравнений, описывающая величины перетоков жидкостей между ячейками с учетом дебитов стоков источников. Система решается численно. В разработанном Башнипинефти программном комплексе «Караидель» применяется IMPES-метод, реализующий полунеявную схему. Сначала на данном временном слое рассчитывается поле давлений (в процессе расчетов находятся величины перетоков жидкостей между ячейками и величины стоков и источников), затем с учетом фазовых проницаемостей рассчитываются поля неф-тенасыщенности, для чего определяются величины перетоков между ячейками нефти.
Последовательность расчетов следующая. С применением комплекса программ «Караидель» (и аналогичного) создается математическая модель разработки анализируемого объекта. Модель настраивается по истории разработки, производится расчет показателей разработки на фактический и проектный периоды. При этом на каждый временной слой записываются поля давлений и нефтенасыщенностей, показатели работы добывающих и нагнетательных скважин, перетеки (расходы) жидкостей между элементарными ячейками.
Расчеты для нагнетательной скважины N начинаем с ячейки C1J (для простоты рассматриваем двумерный случай), в которой она расположена. Материальный баланс жидкостей для любой ячейки с индексами i, j можно записать в виде:
