Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор литературы и постановка задач исследования 10
1.1 Состояние изученности вопроса управления разработкой нефтяной залежи на основе геолого-гидродинамического моделирования 10
1.2 Анализ практического применения результатов индикаторных исследований 16
1.3 Анализ методов регулирования системы заводнения для повышения эффективности выработки остаточных запасов 18
1.4 Выводы по обзору литературы и постановка задач исследования 20
2. Моделирование 3 блока березовской площади ромашкинского месторождения 22
2.1 Общая характеристика объекта исследования 22
2.2. Характеристика геологического строения объекта 23
2.3. Геологическое моделирование 26
2.4. Гидродинамическое моделирование 39
2.5. Трассерные исследования на 3 блоке Березовской площади 46
2.6. Использование результатов трассерных исследований при создании цифровой фильтрационной модели 50
3. Методы оптимизации системы разработки и подбора геолого-технологических мероприятий 58
3.1. Прогнозные расчеты и оценка достоверности 58
3.2. Автоматизация подбора оптимального расположения боковых стволов скважин с вертикальным и горизонтальным окончанием 63
4. Методы оптимизации системы заводнения 71
4.1. Оценка влияния нагнетательных скважин 71
4.2 Метод оптимизации системы заводнения крупных объектов разработки 81
4.3. Оптимизация нагнетательного фонда скважин на основе гидродинамического
моделирования 89
Заключение 104
Список литературы 106
- Анализ практического применения результатов индикаторных исследований
- Характеристика геологического строения объекта
- Автоматизация подбора оптимального расположения боковых стволов скважин с вертикальным и горизонтальным окончанием
- Метод оптимизации системы заводнения крупных объектов разработки
Анализ практического применения результатов индикаторных исследований
В публикациях ПДГТМ представлена, как математический инструмент, позволяющий: спрогнозировать поведение пластовой системы в зависимости от действующей системы разработки, локализовать участки невыработанных запасов нефти, определить оптимальные режимы работы скважин, уровни закачки, эффективность геолого-технических мероприятий и др. В итоге гидродинамическое прогнозирование позволяет минимизировать затраты на разработку месторождения, снизить риски и увеличить эффективность проводимых мероприятий.
В 2000 г. Центральная комиссия по разработке приняла решение об обязательном гидродинамическом моделировании объектов разработки при их проектировании, что в настоящее время стало нормой. Практически все проектные документы сопровождаются моделями разработки. Требования к геолого-технологическим моделям подробно представлены в нормативных документах [29].
На основе анализа доступной информации автором изучены проблемы разработки системного подхода к построению геологических и математических фильтрационных моделей, рационализации выработки остаточных запасов и повышения КИН, регулирования процессов вытеснения нефти водой и прогнозирования показателей разработки. Вопросы геолого-гидродинамического моделирования описываются в работах Булыгина В.Я., Булыгина Д.В., Закирова С.Н., Насыбуллина А.В. [30, 31, 32].
Сложности автоматизации проектирования эксплуатации нефтяных месторождений ранее поднимались в работах советских ученых Ковалева B.C., Либермана Л.Б., Лихницкой Н.Ю., Киршбаум В.Э. В их работах, представлен опыт Гипрвостокнефти по автоматизации работ с помощью системы автоматизированного проектирования разработки нефтяных месторождений. Уже в то время рассматривались современные задачи: - обоснованию параметров математической модели залежи по геолого-промысловым данным; - адаптация (настройка) параметров математической модели залежи по данным истории её разработки. - выбор оптимального по плотности сетки скважин варианта разработки; - определение области применения различных способов эксплуатации скважин, динамики буферных давлений в скважинах; - определение остаточной нефтенасыщенной толщины пласта по данным обводнения скважин с учетом неоднородности коллекторских свойств; - распределение добычи нефти и жидкости по пластам в скважинах, эксплуатирующих многопластовые объекты; - выбор наилучшей эмпирической модели при использовании характеристик вытеснения; - определение потерь закачиваемой воды; - оценке эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению коэффициента нефтеизвлечения и др. [33].
Опыт применения автоматизированных программ показал, что они не только снижают трудоемкость расчетов, но и способствуют достижению достаточно высокой точности прогнозного расчета показателей разработки.
Этапы развитие моделирования нефтяных залежей, создание и эксплуатация ПДГТМ представлены в работах Шахвердиева А.Х., Максимова М.М., Рыбицкой Л.П., Watson А.Т., Sienfeld J.H., Gavalas G.R., Woo P.T. и др. В них опубликованы результаты применения методов и мероприятий по регулированию разработки нефтяного месторождения на основе моделирования: - изменения режимов эксплуатации добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и др.); - изменения режимов эксплуатации нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки рабочего агента по скважинам, внедрение циклической закачки, применение повышенного давления нагнетания и др.); - увеличения продуктивности добывающих скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.); - изоляции или ограничение притока попутно добываемой воды в скважинах (цементные заливки, создание экранов, применение химреагентов и т.д.); - изменения физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти, воды) в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки; - оценки эффективности осуществляемых мероприятий по регулированию разработки [34]. Анализ развития гидродинамического моделирования и возможности современных программных комплексов показал увеличение уровня автоматизации и гибкости при прогнозировании системы разработки нефтяной залежи. Появились возможности задания многоуровневых алгоритмов для регулирования режимов работы скважин в зависимости от изменения состояния разработки. Методы расчета прогнозных вариантов эксплуатации нефтяных месторождений и эффективности систем разработки приведены в работах [35, 36, 37].
Характеристика геологического строения объекта
пласта 3 блок Березовской площади Ромашкинского месторождения представлен осадочными толщинами палеозойских отложений девона и является многопластовым объектом. Основные промышленные запасы сосредоточены в терригенных отложениях кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона. Доля остаточных извлекаемых запасов на 2016 год составляет 44,2 % от общих запасов по площади Продуктивный разрез, в основном, сложен из маломощных, глиносодержащих, слабопроницаемых коллекторов пласта Д0 кыновского горизонта. Продуктивные отложения имеют высокую зональную и послойную неоднородность.
В разрезе пашийского горизонта Д1 выделены пласты «а», «б1», «б2», «б3», «в» и «гд» (сверху вниз), которые в основном представлены переслаивающимися песчаными, песчано-алевролитовыми породами различной насыщенности. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. В пластах «в» и «гд» нефтенасыщенные толщины отсутствуют. Средняя абсолютная отметка глубины водонефтяного контакта составляет - 1486,5 м. Общая толщина пластов изменяется от 0,4 м до 7,5 м, в среднем - 2,8 м.
Кровля кыновского горизонта проведена по подошве репера «Аяксы». Основным репером горизонта Д1 является «верхний известняк», залегающий в кровле.
Пласт Д0 характеризуется высоким коэффициентом песчанистости, равным 0,925 и низким коэффициентом расчлененности (1,355). По разрезу он представлен одним, в редких случаях двумя или тремя пропластками. Горизонт Д1 имеет более неоднородное строение, что подтверждается коэффициентами песчанистости (0,580) и расчлененности (3,9).
В целом по площади параметры коллекторских свойств характеризуются следующими величинами: средневзвешенные по толщине коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны 0,204 доли ед.; 0,656 мкм2 и 0,801 доли ед., соответственно. Средневзвешенные значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по пластам близки между собой. Наиболее лучшие коллекторские свойства имеют высокопродуктивные породы-коллекторы [75]. Геолого-геофизические характеристики эксплуатационных объектов площади представлены в таблице 1. Результаты анализа статистических рядов распределения проницаемости в продуктивных отложениях Березовской площади свидетельствует о высокой неоднородности пластов [76].
На этапе структурного моделирования построен каркас модели. Для этого выбрана и построена поверхность с максимальным набором отбивок пласта по скважинам (кровля пласта Д0), которая в дальнейшем использовалась в качестве исходной поверхности для построения всей пачки (рисунок 2.1). Построение остальных поверхностей осуществлялось методом схождения, который заключалось в построении изохор (разность между материнской поверхностью и рассчитываемым пластом). При математическом вычитании изохор от значений глубин основной сетки рассчитывалась структура всех остальных поверхностей. Это позволило минимизировать погрешности, связанные с отсутствием информации по отбивкам пластов, и возможности появления недопустимых пересечений поверхностей.
Важным моментом при структурном моделировании является определение шага сетки, который влияет на детализацию и объем модели. Достаточным считается шаг сетки, при котором между соседними скважинами размещается не менее трех ячеек [77, 78]. При этом необходимо учитывать производительность используемой вычислительной техники. Уменьшение шага сетки ведет к увеличению числа ячеек и, соответственно, увеличению потребляемых вычислительных ресурсов. В модели 3 блока Березовской площади выбран шаг сетки 30 м на 30 м.
При построении каркаса модели использовалось дискретное разбиение на пропластки с шагом 0,5 м. На рисунке 2.2 представлена последовательность стратиграфических объектов в трехмерном виде.
При определении направления геологической сетки выявлено негативное влияние «эффекта сетки», замедлявшего движения жидкости между скважинами из-за искривления потока. С целью восстановления условия прямолинейности потоков между рядами нагнетательных и добывающих скважин в ориентацию сетки внесена поправка угла на 60.
При определении границ модели использовалась лицензионная граница объекта моделирования с добавлением области по периметру для учета зон дренирования граничных скважин.
При распределении основных параметров в геологической модели использовались различные методы моделирования [79]. По данным тестирования вариаций входных параметров цифровой фильтрационной модели выбран оптимальный вариант. Для основных статических параметров (распределение коллекторов, пористость, проницаемость) применялись индикаторный и петрофизический методы распределения.
Моделирование параметра распределения коллектора заключается в выделении соответствующей зоны. Это может осуществляться разными способами и зависит от полноты и качества исходной информации. При тестировании модели, выбран индикаторный метод распределения дискретного параметра коллектор - не коллектор с последующим сглаживанием (рисунки 2.3 -2.4).
Автоматизация подбора оптимального расположения боковых стволов скважин с вертикальным и горизонтальным окончанием
На границах модели по умолчанию устанавливается условие непроницаемости. Для имитации перетоков жидкости на границе модели, по периметру подключен дополнительный водоносный контур.
Настройка модели осуществлялась на основе месячных показателей работы скважин. Адаптация заключалась в максимально возможном приближении динамики расчетных и фактических технологических показателей (добыча нефти и жидкости, пластовое и забойное давления) за исторический период эксплуатации залежи, с учетом режимов работы скважин и выполненных ГТМ.
Первоначально получена приемлемая сходимость по пластовым и забойным давлениям, добыче жидкости. Для достижения сходимости по большинству скважин пересматривалось распределение проницаемости в геологической части модели, уточнялись параметры пласта и характеристики флюидов.
Адаптация по истории разработки проведена по результатам ГИС и ГТМ. Самым информативным методом выявления гидродинамических связей между пластами по протяженности и по разрезу является закачка в пласт оторочки трассирующих реагентов. Результаты этих исследований отражают реальную картину о направлениях движения меченой жидкости, эффективности работы нагнетательной скважины, а также уточняют геологическое строение исследованного объекта.
Дальнейшая настройка проводилась путем уточнения коэффициентов относительной фазовой проницаемости по скважинам. При детальной настройке модели подробно анализировались геологическое строение, интервалы перфорации, интерференция с соседними скважинами, скорость продвижения фронта обводнения и др. В результате адаптации отдельно строились поля значений неподвижной воды (SWCR), неснижаемой воды (SWL), подбирались поправочные коэффициенты значений абсолютной проницаемости по скважинам и пластам (рисунок 2.21).
Гидродинамическая модель адаптирована путем итерационной настройки по фактическим данным добычи жидкости и нефти, закачки воды и забойным давлениям с учетом диапазона их неопределенности. Результаты адаптации по модели и фактических показателей разработки месторождения приведены на графиках (рисунки 2.22 - 2.26). На рисунках 2.22 – 2.24 точками обозначены значения исторических данных, сплошной линией – расчетные показатели.
Текущие поля нефтенасыщенности и пластового давления по площади и по разрезу приведены на рисунках 2.27 - 2.28. Рисунок 2.22 – Оценка качества адаптации по истории разработки для фильтрационной модели 3 блока Березовской площади. Дебит нефти (красным) и жидкости (черным)
Трассерные исследования являются прямым инструментальным методом изучения фильтрационных свойств коллекторов и наиболее информативным способом изучения геологического строения пластов, определения гидродинамических связей, направления трещин и выявления непроизводительной закачки воды. Технология метода трассерных исследований основана на принципе «черного ящика». В поток закачиваемой в пласт воды вводится меченая индикатором оторочка агента. С устья контрольных добывающих скважин в установленный период времени отбирают пробы продукции и в лабораторных условиях анализируются на содержание индикатора. На основе интерпретации результатов исследований, анализа и обобщения материалов получают информацию, которая используется для уточнения геологического строения нефтяной залежи и оптимизации процесса ее разработки.
В 1979 г. на опытном участке 3 блока Березовской площади (рисунок 2.29) проведены исследования с целью уточнения геологического строения горизонта Д0 и направлений движения фронта закачанного агента для последующего развития системы заводнения. В нагнетательную скважину № 11981 закачана меченая тритием оторочка воды. В течение двух лет проводился мониторинг за выходом индикатора с попутно добываемой водой.
По результатам исследований выявлена непроизводительная закачка воды в две нагнетательные скважины, определено преимущественное направление движения воды в пласте [55].
В 2011 году на смежном участке проведены исследования с одновременным использованием трех различных индикаторов с закачкой их в скважины №№ 54, 11920, 12233 (рисунок 2.30).
Результаты исследований показали более высокую неоднородность проницаемости пласта Д0 по протяженности и по разрезу. С учетом полученных данных перестроена карта разработки и запланировано проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине № 8112А. В скважине № 32916 внедрено ОРЭ с приобщением пласта Д0. По результатам исследования для изменения фильтрационных потоков проведены работы по сокращению объемов закачки воды, внедрено циклирование закачки, а в скважину № 11920 закачана гидрофобная эмульсия. С целью увеличения объемов закачки в нагнетательной скважине № 54 провели кислотную ОПЗ. Для более активного воздействия на пласт Д1«а» в нагнетательной скважине № 12233 установлено оборудование ОРЗ с организацией закачки по пластам Д0 и Д1«а» [56].
Метод оптимизации системы заводнения крупных объектов разработки
Автором решена задача по определению нерентабельных нагнетательных скважин в системе ППД. Целью является снижение эксплуатационных затрат. Для этого выполнена количественная оценка потерь нефти при остановке каждой нагнетательной скважины.
При решении поставленной задачи проведен анализ чувствительности влияния каждой нагнетательной скважины на общую добычу нефти по объекту разработки.
Критерием оценки влияния нагнетательных скважин выбран параметр накопленной добычи нефти по объекту разработки за прогнозный период. По каждому варианту последовательно отключалось по одной нагнетательной скважине, и проводился прогнозный гидродинамический расчет. По всем остальным скважинам сохранялись текущие режимы работы (рисунок 4.18).
Расчеты показали, что остановка большего числа нагнетательных скважин ведет к различным потерям добычи нефти. При этом также выявлены нагнетательные скважины, при остановке которых потери минимальны или наблюдался прирост накопленной нефти по участку в целом. Установлено, что это обусловлено перераспределением потоков и включением в разработку застойных зон или отключением источников обводнения добывающих скважин. Такие скважины рекомендуется рассматривать кандидатами на отключение.
Кроме того, смоделированы варианты по одновременной остановке нескольких нерентабельных нагнетательных скважин. Расчеты показали кратное увеличение недобора нефти по сравнению с суммой потерь, полученных при поочередном отключении нагнетательных скважин. Это является следствием резкого падения пластового давления. Таким образом, любое изменение режимов работы фонда нагнетательных скважин может кардинально изменить систему разработки при выборе скважин - кандидатов.
Потребность в оценке эффективности нагнетательного фонда отразилась в программных продуктах гидродинамического моделирования. Возможности программных продуктов расширились за счет включения алгоритмов оптимизации заводнения и определения скважин с неэффективной закачкой. В результате появилась возможность решения поставленной задачи несколькими способами.
Для одного из способов использовался встроенный алгоритм программного комплекса мониторинга ПДГТМ ResViewII-3D. Возможность оптимизации заводнения и определения эффективности закачки по скважинам позволила провести расчеты по оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и оценить потери добычи нефти при их полной остановке (рисунок 4.19). Для проведения анализа использовалась ПДГТМ 3 блока Березовской площади.
Рисунок 4.19 – Оценка потерь добычи нефти и жидкости от остановки нагнетательных скважин в ResViewII-3D
Критерием оценки принята минимизация потерь добычи нефти. При этом брались во внимание варианты, в которых с допустимыми потерями добычи нефти значительно сокращался отбор воды.
Для оперативной оценки работы системы заводнения автором использованы результаты расчетов, основанные на обработке данных работы нагнетательного и добывающего фондов скважин в пакете программ «искусственного интеллекта» и статистического анализа. На основании нейросетевой модели, алгоритмами оптимизации определила зависимости влияния нагнетательных скважин на добывающие. Для каждой нагнетательной скважины рассчитан коэффициент важности, который показывает степень ее влияния в общей системе заводнения и среднее приведенное отношение дебита нефти к закачке воды (рисунок 4.20). Скважины с наибольшим расхождением этих двух параметров, можно считать малоэффективными и рассматривать в качестве кандидатов на отключение.
Для повышения точности и достоверности расчетов необходимо сузить границы поиска, что достигается исключением из процесса анализа неперспективных вариантов.
Для восполнения этого недостатка и сужения зоны поиска предложен оперативный анализ оценки рентабельности нагнетательного фонда. Он основан на определении коэффициента падения добычи нефти, в среднем по объекту разработки, при полной остановке нагнетания.
При наличии цифровой фильтрационной модели объекта разработки проводятся два прогнозных расчета. Первый вариант (базовый) - с фиксированными на текущую дату режимами работы скважин. Второй вариант - с полной остановкой нагнетания (рисунок 4.21).
Из отношения полученных прогнозных дебитов нефти, рассчитанных по двум вариантам, выводится коэффициент падения добычи нефти (Кпаден) по каждому интервалу времени (рисунок 4.22).
В случае отсутствия цифровой фильтрационной модели или ее недостаточного уровня проработки предложен способ, основанный на методиках и математических расчетах В.Д. Лысенко, В.Н. Щелкачёва и других ученых-нефтяников.
Определяется максимальный дебит добывающих скважин. Для этого используется средняя величина начального коэффициента продуктивности скважин по нефти для пластов с низкой продуктивностью, равной т0=1 т/(сутМПа). Максимальная депрессия рассчитывается как разность значений между текущим средним пластовым давлением и забойным, равным давлению насыщения. Для вычисления амплитудного (начального максимального) дебита нефти добывающей скважины использована формула (4.1) [106]: