Программа RMZ

Стандартные ограничения для групп добывающих скважин:

Событие Описание

GOPT Максимальная добыча нефти группой скважин

GGPT Максимальная добыча газа группой скважин

GWPT Максимальная добыча воды группой скважин

GLPT Максимальная добыча жидкости группой скважин

GVPT Максимальная добыча флюида группой скважин в единицах объема при пластовых условиях

Стандартные ограничения для групп нагнетательных скважин:

Событие Описание

GOIT Максимальная закачка нефти группой скважин

GGIT Максимальная закачка газа группой скважин

GWIT Максимальная закачка воды группой скважин

GGVIT Максимальная закачка флюида группой скважин в единицах объема при пластовых условиях

Экономические (дополнительные) ограничения по группам скважин

Данные ограничения задаются для определения условий при которых будет экономически невыгодно эксплуатировать группу скважин (куст, часть месторождения или месторождение в целом).

Задаются событиями GPLIM (для групп добывающих скважин)и GILIM (для групп нагнетательных скважин) или ключевыми словами GLIM и ILIM(старый формат).

Типы экономических ограничений по группам скважин и возможные варианты действий

Тип ограничения Описание Примечания

OIL Дебит нефти

GAS Дебит газа

WAT Дебит воды

LIQ Дебит жидкости Только для добывающих

BHP Забойное давление Только для скважин

THP Устьевое давление Только для скважин

RESV Компенсация в пластовых условиях

GOR Газо-нефтяное отношение Только для добывающих

OGR Нефте-газовое отношение Только для добывающих

WCT Обводненность Только для добывающих

WOR Водо-нефтяное отношение Только для добывающих

GWR Газо-водяное отношение Только для добывающих

WGR Водо-газовое отношение Только для добывающих

Варианты действий

Действие Описание Опции и ограничения

WORK ГТМ WRKW, WRKS, WRKA

DRIL Открыть скважину из списка (группы) скважин на бурение

GPRED Переопределить параметры скважины

CUTB Сократить добычу/закачку на FACTOR

BOOST Увеличить добычу/закачку на 1.0/FACTOR

SHUT Закрыть все скважины в группе

STOP Остановить расчет

Возможны варианты действия при достижении данных ограничений во время работы скважин

Действие Описание Опции

WORK ГТМ WRKW, WRKS,WRKA

WRKW - провести ГТМ «наихудшей» скважине;

WRKS - закрыть «наихудшую» скважину;

WRKA - провести ГТМ во всех скважинах.

DRIL Пробурить скважину из группы (списка) скважин на бурение

Ограничения на работу группы скважин в гидродинамической модели

Задание ограничений на группы скважин стандартными ключевыми словами секции Recurent (устаревший способ):

Ограничение на добывающие скважины

GLIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM WORK DRIL STOP GRED}

limit - OIL, GAS, LIQU, WATR, GOR, WOR, RESV, WTC

Ограничение на нагнетательные скважины

ILIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM DRIL STOP HOLD GRED}

limit - GAS, WATR, OIL, RESV

Ограничение для скважины

Опорная глубина для скважины

DREF depth /

Замечание: Опорная глубина может меняться в течении расчета. До момента появления первого DREF к скважине будет применяться значение DATUM.

4.10 Адаптация модели по истории разработки

Основные этапы адаптации.

Оценка сходимости фактических и расчетных показателей.

• Оценка сходимости фактических и расчетных суммарных накопленных технологических показателей и давления по всему объекту в целом и/или по выделенным регионам

• Сортировка скважин. Оценка сходимости показателей по скважинам:

• выделение скважин с наихудшей сходимостью фактических и расчетных показателей

• приоритезация - из выделенного списка скважин прежде всего необходимо адаптировать высокодебитные скважины

• сопоставление фактических и расчетных величин отбора/закачки по скважинам

• сравнение расчетных давлений (забойного и пластового) с фактическими замерами

• разделение скважин по местоположению

Сортировку скважин можно провести в Tempest-View по следующим параметрам:

• именам

• наколенной добыче нефти, газа или воды

• обводненности

• накопленной закачке газа или воды

• забойному или устьевому давлению

• газо-нефтяному соотношению

• по разнице с историческими данными

• Анализ причин расхождения факт-расчет и корректировка модели

• Анализ и корректировка относительных фазовых проницаемостей

• Анализ и корректировка геологической основы модели (статистические свойства (проницаемость, межблоковая сообщаемость и др.))

• Настройка и подбор свойств водонапорного горизонта. Как правило, это влияет на адаптацию забойных и пластовых давлений по скважинам.

• Анализ проведенных мероприятий по скважинам. На основе мероприятий осуществляется подбор значений скин-фактора, множителей сообщаемости скважина-пласт, задание таблиц KVSP, либо изменение проницаемости в районе скважины в динамике (например, на момент проведения ГРП)

Анализ и корректировка относительных фазовых проницаемостей

Относительные фазовые проницаемости описывают движение флюидов в пласте на довольно большом пространстве, тогда как лабораторные исследования проводятся на нескольких маленьких образцах.

Отсюда возникает проблема подбора таких ОФП чтобы расчетные интегральные показатели совпадали с фактическими.

Модификация ОФП осуществляется на основе экспертной оценки и опыте разработчика.

Следует отметить, что для более точного воссоздания в модели картины движения флюидов от нагнетательных скважин к добывающим, необходимо анализировать работу близлежащих добывающих скважин не по отдельности, а совместно.

Это гораздо эффективнее, нежели анализ каждой скважины в отдельности, и позволит избежать части неверных предположений.

Еще одним параметром для адаптации по скважинам, кроме добычи нефти и воды, служит забойное и пластовое давление, если таковые имеются в наличии. Заметим, что поскольку замеры являются суточной информацией, а дебит добыча и закачка усреднены на месяц, то заведомо будет несоответствие факта и расчета. Поэтому здесь допускается коридор, в котором расчетные значения считаются приемлемыми. Для пластового давления это коридор еще шире, чем для забойного, так как замеры пластового давления проводятся на некотором расстоянии от скважины, которое не всегда известно, либо выдача значений пластового давления в симуляторе задана на другом расстоянии.

Сделаем важное замечание: не существует прямой последовательности действий, есть только схематичный план. Это означает, что при адаптации не следует зацикливаться на определенных параметрах, а пытаться смотреть на модель шире.



5. Построение учебной гидравлической модели

5.1 Dat файл учебной гидродинамической модели

INPUT

TITL Untitled - заголовок модели

UNIT POFU - задание системы единиц измерения

IDAT 01 Jan 2000 - дата начала моделирования

SDAT 01 Jan 2000 - дата запуска модели (Рестарт)

STRE - Расчет линий тока

WDOP MSAT - Опция для расчета плотности на забое

INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов

'sim3.mflui'

RELA

INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов

'sim3.mrela'

GRID

DATUM 5000.00 TOPC / - глубина

HORI BLOCK - режим ввода

VERT BLOCK - режим ввода

INCLUDE - - Подключение вспомогательных файлов

'sim3.mgrdecl'

INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов

'sim3.marray'

CROC UNIF - Сжимаемость породы

CONS

3.00000e-06 /

REFE UNIF - Приведённое давление породы

CONS

14.7000 /

INIT EQUI

INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов

'sim3.minit'

RECU

INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов

'sim3.mdyna'

5.2 Секция Fluid

CNAM - название фаз в модели OIL GAS WATR

FLUID BLACKOIL

WATR - свойство воды

68.6730 64.9237 2.91298e-06 14.7000 0.35032 /

BASIC - плотность углеводородов

49.9440 188.812 0.90000

TEMP - начальная температура 250.000

OPVT - таблица

14.7000 1.09844 0.62347 0.00181 9.00000e-05 0.00000 /

389.700 1.14574 0.47923 0.09386 9.00000e-05 0.00000 /

764.700 1.20904 0.39432 0.21145 8.33945e-05 0.00000 /

1139.70 1.28240 0.34073 0.34199 5.59549e-05 0.00000 /

1514.70 1.36394 0.30332 0.48178 4.21019e-05 0.00000 /

1889.70 1.45260 0.27540 0.62891 3.37470e-05 0.00000 /

2264.70 1.54762 0.25357 0.78219 2.81590e-05 0.00000 /

2307.43 1.55882 0.25138 0.80000 2.76376e-05 0.00000 /

2639.70 1.64846 0.23592 0.94077 2.41587e-05 0.00000 /

3014.70 1.75469 0.22127 1.10405 2.11536e-05 0.00000 /

3389.70 1.86594 0.20887 1.27155 1.88134e-05 0.00000 /

3764.70 1.98193 0.19820 1.44290 1.69394e-05 0.00000 /

4139.70 2.10239 0.18890 1.61779 1.54049e-05 0.00000 /

4514.70 2.22712 0.18071 1.79595 1.41254e-05 0.00000 /

4889.70 2.35590 0.17341 1.97718 1.30421e-05 0.00000 /

5264.70 2.48859 0.16686 2.16128 1.21131e-05 0.00000 /

5639.70 2.61887 0.16095 2.34808 1.13077e-05 0.00000 /

6014.70 2.74621 0.15557 2.53745 1.06027e-05 0.00000 /

6389.70 2.87110 0.15065 2.72926 9.98040e-06 0.00000 /

6764.70 2.99394 0.14614 2.92338 9.42714e-06 0.00000 /

7139.70 3.11503 0.14197 3.11972 8.93200e-06 0.00000 /

7514.70 3.23463 0.13811 3.31819 8.48627e-06 0.00000 /

7889.70 3.35292 0.13452 3.51870 8.08292e-06 0.00000 /

8264.70 3.47008 0.13117 3.72116 7.71617e-06 0.00000 /

8639.70 3.58625 0.12804 3.92552 7.38125e-06 0.00000 /

9014.70 3.70154 0.12510 4.13171 7.07420e-06 0.00000 /

GPVT - таблица

14.7000 242.667 0.01309

19.2074 185.629 0.01311

25.0969 141.977 0.01313

32.7923 108.569 0.01316

42.8473 83.0003 0.01319

55.9854 63.4322 0.01324

73.1519 48.4564 0.01331

95.5822 36.9953 0.01339

124.890 28.2242 0.01351

163.185 21.5119 0.01366

213.222 16.3755 0.01386

278.601 12.4455 0.01413

364.028 9.43916 0.01449

475.648 7.14046 0.01499

621.494 5.38435 0.01569

812.061 4.04519 0.01669

1061.06 3.02795 0.01813

1386.41 2.26170 0.02028

1811.52 1.69447 0.02351

2366.98 1.28753 0.02833

3092.76 1.00737 0.03515

4041.08 0.82049 0.04407

5280.18 0.69627 0.05476

6899.22 0.61146 0.06683

9014.70 0.55068 0.08004

5.3 Секция Rela

KRWO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-вода

0.20000 0.00000 1.00000 0.00000 /

0.30000 4.16493e-04 0.62974 0.00000 /

0.35000 0.00211 0.48506 0.00000 /

0.40000 0.00666 0.36443 0.00000 /

0.45000 0.01627 0.26567 0.00000 /

0.50000 0.03374 0.18659 0.00000 /

0.55000 0.06250 0.12500 0.00000 /

0.60000 0.10662 0.07872 0.00000 /

0.65000 0.17079 0.04555 0.00000 /

0.70000 0.26031 0.02332 0.00000 /

0.75000 0.38112 0.00984 0.00000 /

0.80000 0.53978 0.00292 0.00000 /

0.90000 1.00000 0.00000 0.00000 /

1.00000 1.00000 0.00000 0.00000 /

KRGO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-газ

0.00000 0.00000 1.00000 0.00000 /

0.10000 0.00195 0.66992 0.00000 /

0.15000 0.00659 0.53638 0.00000 /

0.20000 0.01562 0.42188 0.00000 /

0.25000 0.03052 0.32495 0.00000 /

0.30000 0.05273 0.24414 0.00000 /

0.35000 0.08374 0.17798 0.00000 /

0.40000 0.12500 0.12500 0.00000 /

0.45000 0.17798 0.08374 0.00000 /

0.50000 0.24414 0.05273 0.00000 /

0.55000 0.32495 0.03052 0.00000 /

0.60000 0.42187 0.01562 0.00000 /

0.65000 0.53638 0.00659 0.00000 /

0.70000 0.66992 0.00195 0.00000 /

0.80000 1.00000 0.00000 0.00000 /

5.4 Секция Grdecl

SPEC - альтернатива слову SIZE и служит для совместимости форматов различных симуляторов

10 10 5 /

COOR - создает координатные линии, на которых стоится геометрия сетки

0.00000 0.00000 5000.00 0.00000 0.00000 6000.00

1000.00 0.00000 5000.00 1000.00 0.00000 6000.00

2000.00 0.00000 5000.00 2000.00 0.00000 6000.00

3000.00 0.00000 5000.00 3000.00 0.00000 6000.00

4000.00 0.00000 5000.00 4000.00 0.00000 6000.00

5000.00 0.00000 5000.00 5000.00 0.00000 6000.00

6000.00 0.00000 5000.00 6000.00 0.00000 6000.00

7000.00 0.00000 5000.00 7000.00 0.00000 6000.00

8000.00 0.00000 5000.00 8000.00 0.00000 6000.00

9000.00 0.00000 5000.00 9000.00 0.00000 6000.00

1.00000e+04 0.00000 5000.00 1.00000e+04 0.00000 6000.00

0.00000 1000.00 5000.00 0.00000 1000.00 6000.00

1000.00 1000.00 5000.00 1000.00 1000.00 6000.00

2000.00 1000.00 5000.00 2000.00 1000.00 6000.00

3000.00 1000.00 5000.00 3000.00 1000.00 6000.00

4000.00 1000.00 5000.00 4000.00 1000.00 6000.00

5000.00 1000.00 5000.00 5000.00 1000.00 6000.00

6000.00 1000.00 5000.00 6000.00 1000.00 6000.00

7000.00 1000.00 5000.00 7000.00 1000.00 6000.00

8000.00 1000.00 5000.00 8000.00 1000.00 6000.00

9000.00 1000.00 5000.00 9000.00 1000.00 6000.00

1.00000e+04 1000.00 5000.00 1.00000e+04 1000.00 6000.00

0.00000 2000.00 5000.00 0.00000 2000.00 6000.00

1000.00 2000.00 5000.00 1000.00 2000.00 6000.00

2000.00 2000.00 5000.00 2000.00 2000.00 6000.00

3000.00 2000.00 5000.00 3000.00 2000.00 6000.00

4000.00 2000.00 5000.00 4000.00 2000.00 6000.00

5000.00 2000.00 5000.00 5000.00 2000.00 6000.00

6000.00 2000.00 5000.00 6000.00 2000.00 6000.00

7000.00 2000.00 5000.00 7000.00 2000.00 6000.00

8000.00 2000.00 5000.00 8000.00 2000.00 6000.00

9000.00 2000.00 5000.00 9000.00 2000.00 6000.00

1.00000e+04 2000.00 5000.00 1.00000e+04 2000.00 6000.00

0.00000 3000.00 5000.00 0.00000 3000.00 6000.00

1000.00 3000.00 5000.00 1000.00 3000.00 6000.00

2000.00 3000.00 5000.00 2000.00 3000.00 6000.00

3000.00 3000.00 5000.00 3000.00 3000.00 6000.00

4000.00 3000.00 5000.00 4000.00 3000.00 6000.00

5000.00 3000.00 5000.00 5000.00 3000.00 6000.00

6000.00 3000.00 5000.00 6000.00 3000.00 6000.00

7000.00 3000.00 5000.00 7000.00 3000.00 6000.00

8000.00 3000.00 5000.00 8000.00 3000.00 6000.00

9000.00 3000.00 5000.00 9000.00 3000.00 6000.00

1.00000e+04 3000.00 5000.00 1.00000e+04 3000.00 6000.00

0.00000 4000.00 5000.00 0.00000 4000.00 6000.00

1000.00 4000.00 5000.00 1000.00 4000.00 6000.00

2000.00 4000.00 5000.00 2000.00 4000.00 6000.00

3000.00 4000.00 5000.00 3000.00 4000.00 6000.00

4000.00 4000.00 5000.00 4000.00 4000.00 6000.00

5000.00 4000.00 5000.00 5000.00 4000.00 6000.00

6000.00 4000.00 5000.00 6000.00 4000.00 6000.00

7000.00 4000.00 5000.00 7000.00 4000.00 6000.00

8000.00 4000.00 5000.00 8000.00 4000.00 6000.00

9000.00 4000.00 5000.00 9000.00 4000.00 6000.00

1.00000e+04 4000.00 5000.00 1.00000e+04 4000.00 6000.00

0.00000 5000.00 5000.00 0.00000 5000.00 6000.00

1000.00 5000.00 5000.00 1000.00 5000.00 6000.00

2000.00 5000.00 5000.00 2000.00 5000.00 6000.00

3000.00 5000.00 5000.00 3000.00 5000.00 6000.00

4000.00 5000.00 5000.00 4000.00 5000.00 6000.00

5000.00 5000.00 5000.00 5000.00 5000.00 6000.00

6000.00 5000.00 5000.00 6000.00 5000.00 6000.00

7000.00 5000.00 5000.00 7000.00 5000.00 6000.00

8000.00 5000.00 5000.00 8000.00 5000.00 6000.00

9000.00 5000.00 5000.00 9000.00 5000.00 6000.00

1.00000e+04 5000.00 5000.00 1.00000e+04 5000.00 6000.00

0.00000 6000.00 5000.00 0.00000 6000.00 6000.00

1000.00 6000.00 5000.00 1000.00 6000.00 6000.00

2000.00 6000.00 5000.00 2000.00 6000.00 6000.00

3000.00 6000.00 5000.00 3000.00 6000.00 6000.00

4000.00 6000.00 5000.00 4000.00 6000.00 6000.00

5000.00 6000.00 5000.00 5000.00 6000.00 6000.00

6000.00 6000.00 5000.00 6000.00 6000.00 6000.00

7000.00 6000.00 5000.00 7000.00 6000.00 6000.00

8000.00 6000.00 5000.00 8000.00 6000.00 6000.00

9000.00 6000.00 5000.00 9000.00 6000.00 6000.00

1.00000e+04 6000.00 5000.00 1.00000e+04 6000.00 6000.00

0.00000 7000.00 5000.00 0.00000 7000.00 6000.00

1000.00 7000.00 5000.00 1000.00 7000.00 6000.00

2000.00 7000.00 5000.00 2000.00 7000.00 6000.00

3000.00 7000.00 5000.00 3000.00 7000.00 6000.00

4000.00 7000.00 5000.00 4000.00 7000.00 6000.00

5000.00 7000.00 5000.00 5000.00 7000.00 6000.00

6000.00 7000.00 5000.00 6000.00 7000.00 6000.00

7000.00 7000.00 5000.00 7000.00 7000.00 6000.00

8000.00 7000.00 5000.00 8000.00 7000.00 6000.00

9000.00 7000.00 5000.00 9000.00 7000.00 6000.00

1.00000e+04 7000.00 5000.00 1.00000e+04 7000.00 6000.00

0.00000 8000.00 5000.00 0.00000 8000.00 6000.00

1000.00 8000.00 5000.00 1000.00 8000.00 6000.00

2000.00 8000.00 5000.00 2000.00 8000.00 6000.00

3000.00 8000.00 5000.00 3000.00 8000.00 6000.00

4000.00 8000.00 5000.00 4000.00 8000.00 6000.00

5000.00 8000.00 5000.00 5000.00 8000.00 6000.00

6000.00 8000.00 5000.00 6000.00 8000.00 6000.00

7000.00 8000.00 5000.00 7000.00 8000.00 6000.00

8000.00 8000.00 5000.00 8000.00 8000.00 6000.00

9000.00 8000.00 5000.00 9000.00 8000.00 6000.00

1.00000e+04 8000.00 5000.00 1.00000e+04 8000.00 6000.00

0.00000 9000.00 5000.00 0.00000 9000.00 6000.00

1000.00 9000.00 5000.00 1000.00 9000.00 6000.00

2000.00 9000.00 5000.00 2000.00 9000.00 6000.00

3000.00 9000.00 5000.00 3000.00 9000.00 6000.00

4000.00 9000.00 5000.00 4000.00 9000.00 6000.00

5000.00 9000.00 5000.00 5000.00 9000.00 6000.00

6000.00 9000.00 5000.00 6000.00 9000.00 6000.00

7000.00 9000.00 5000.00 7000.00 9000.00 6000.00

8000.00 9000.00 5000.00 8000.00 9000.00 6000.00

9000.00 9000.00 5000.00 9000.00 9000.00 6000.00

1.00000e+04 9000.00 5000.00 1.00000e+04 9000.00 6000.00

0.00000 1.00000e+04 5000.00 0.00000 1.00000e+04 6000.00

1000.00 1.00000e+04 5000.00 1000.00 1.00000e+04 6000.00

2000.00 1.00000e+04 5000.00 2000.00 1.00000e+04 6000.00

3000.00 1.00000e+04 5000.00 3000.00 1.00000e+04 6000.00

4000.00 1.00000e+04 5000.00 4000.00 1.00000e+04 6000.00

5000.00 1.00000e+04 5000.00 5000.00 1.00000e+04 6000.00

6000.00 1.00000e+04 5000.00 6000.00 1.00000e+04 6000.00

7000.00 1.00000e+04 5000.00 7000.00 1.00000e+04 6000.00

8000.00 1.00000e+04 5000.00 8000.00 1.00000e+04 6000.00

9000.00 1.00000e+04 5000.00 9000.00 1.00000e+04 6000.00

1.00000e+04 1.00000e+04 5000.00 1.00000e+04 1.00000e+04 6000.00

ZCORn - выводит значения глубин ячеек

400*5000.00

400*5200.00

400*5200.00

400*5400.00

400*5400.00

400*5600.00

400*5600.00

400*5800.00

400*5800.00

400*6000.00

5.5 Секция Array

K_X VARI - x-проницаемость

500*100.000 /

K_Y VARI - y-проницаемость

500*100.000 /

K_Z VARI - z-проницаемость

500*50.0000 /

PORO VARI - Пористость

500*0.10000 /

5.6 Секция Init

EQUI - равновесная опция инициализации

5000.00 2307.43 5000.00 0.00000 6000.00 0.00000 /

CONS 1 - константа начального состояния пласта

250.000 2307.43 /

5.7 Секция Dyna

WCOR OFF

GTAR NET

RATE 1 MONTH - Контроль за выдачей отчетов показателей скважин и групп скважин

FREQ 0 0 1

ARRAY YEAR EQUA - название массива

1

GENE REST FLIP - Основные динамические массивы

TTAB - траектория скважины

WINJ

500.000 500.000 5000.00 5000.00

500.000 500.000 6000.00 6000.00

WPRD

9500.00 9500.00 5000.00 5000.00

9500.00 9500.00 6000.00 6000.00

ENDT

EFOR 'dd/mmm/yyyy' MDL MDU RAD SKIN MULT - ограничение

ETAB - формат события

WINJ

01/Jan/2000 INJE

01/Jan/2000 PERF 5800.00 6000.00 0.50000 0.0 1.0

01/Jan/2000 WIT 2000.00 - закачка воды

01/Jan/2000 BHPT 1.00000e+04 - приемистость закачки воды

WPRD

01/Jan/2000 PROD

01/Jan/2000 PERF 5000.00 5200.00 0.50000 0.0 1.0

01/Jan/2000 OPT 2000.00 - Дебит нефти

ENDE

TIME 5 YEARS - время

TIME 10 YEARS

STOP - завершение расчета



6. Особенности построения моделей на разных стадиях изученности месторождения

В соответствии со схемой стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ выделяются следующие этапы:

-региональный;

-поисково-оценочный;

-разведочный.

Региональный этап выполняется для прогноза нефтегазоносности при геолого-экономическом анализе запасов и ресурсов региона. Результатом проведения работ является оценка прогнозных ресурсов категории Д1 и Д2.

Поисково-оценочный этап состоит из следующих стадий:

- выявление и подготовка объектов к поисковому бурению.

На этой стадии на территории с прогнозными ресурсами категории Д1 проводятся сейсморазведочные работы, в результате которых выявляются и подготавливаются к поисково-оценочному бурению объекты с ресурсами С3;

- поиск и оценка месторождений.

Проводятся бурение и испытание поисково-оценочных скважин на объектах с перспективными ресурсами С3. В случае успеха геолого-разведочных работ ресурсы С3 переводятся в категорию С2 и частично С1.

Разведочный этап предназначен для разведки предварительно оцененных запасов С2. Информация, полученная в результате проведения разведочных работ, используется для составления технологической схемы разработки месторождения (залежи) углеводородного сырья.

В каждом из этапов выделяется по две стадии. Однако, в данном случае учитывается степень изученности на стадии «Поиск и оценка месторождений (залежей)» поисково-оценочного этапа, а также на стадиях «Разведка и опытно-промышленная эксплуатация» и«Эксплуатационная разведка» разведочно-эксплуатационного этапа.

На каждой из этих стадий виды моделей и особенности их построения определяются требованиями, направленными на усиление степени дифференциации объектов внутри залежи, запасов углеводородов по площади и по разрезу, то есть на постоянное во времени повышение достоверности модели.

Выделяют два основных вида моделей залежей углеводородов: статические и динамические. Статические модели характеризуют залежь в начальном, не затронутом разработкой состоянии. Они позволяют построить модель и определить на ее основе начальные запасы углеводородов, а также решать вопросы разработки на любой стадии независимо от степени изученности месторождений.

Создаваемые статические модели залежей применительно к указанным выше стадиям изученности могут быть предварительными, рабочими и уточненными.

Динамические модели создаются только на разрабатываемых месторождениях, меняющих свое состояние по мере отбора запасов углеводородов. Это модели, позволяющие определить текущие остаточные запасы и принимать решения по совершенствованию системы разработки.

Как отмечалось выше, настоящий «Регламент» ориентирован на создание геолого-технологических моделей месторождений, находящихся на поисково-разведочном или эксплуатационном этапах изучения. На региональном этапе, целью которого является изучение закономерностей геологического строения осадочных бассейнов и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий, производится специфическое геологические моделирование процессов седиментации, тектоногенеза, образования и миграции углеводородов, которое в настоящем «Регламенте» не рассматривается.



6.1 Особенности построения предварительной геологической статической модели на стадии поиска и оценки месторождений (залежей)

Эти модели создаются на основе информации, полученной на открытых месторождениях, для планирования и оптимизации геологоразведочных работ, составления проекта пробной эксплуатации или технологической схемы опытно-промышленной разработки и подсчета запасов по категориям С₁, и С₂, преимущественно категории С₂.

Основой для создания предварительной модели служат данные сейсмических исследований, керна, ГИС, опробования поисковых, разведочных и опережающих эксплуатационных скважин. На этой стадии большая роль отводится сейсмическим методам исследований, в особенности 3D.

Для геометризации залежей составляются предварительные схемы корреляции разрезов скважин с прослеживанием в их разрезе флюидоупоров, позволяющих разделить многопластовый разрез на продуктивные горизонты и пласты. На основе этих схем, а также указанной выше информации обосновываются:

-предполагаемые структурные планы маркирующих поверхностей, наиболее вероятное положение флюидоупоров, положение контуров нефтегазоносности;

- общие представления о внутреннем строении продуктивной толщи (литологический состав пород, средние фильтрационно-емкостные свойства, степень расчлененности разреза);

- начальное пластовое давление;

- свойства нефти, газа, воды;

-продуктивность скважин.

Предварительная статическая модель включает в себя набор структурных карт, схем корреляции, обоснования флюидных контактов, геологических профилей, карт изопахитпродуктивной части горизонтов (пластов).

6.2 Особенности построения статической рабочей модели на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации

Эти модели создаются на основе информации, полученной при проведении разведочных работ, пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки на промышленных месторождениях (залежах). На этой основе осуществляется подсчет запасов категорий В, С₁ и С₂ (частично) с представлением их в ГКЗМПР РФ и для составления технологической схемы разработки месторождения.

Построение рабочих адресных моделей выполняется с использованием результатов комплексной обработки всей имеющейся информации, полученной сейсмическими методами, ГИС, изучения керна, анализа проб воды, нефти, газа, данных опробования и исследований скважин, опытно-промышленной разработки.

Основой моделирования являются методы геометризации, позволяющие путем детальной корреляции, обоснования контактов, построения различных карт и профилей отображать особенности и строение объекта и условий залегания углеводородов в недрах с детализацией до уровня пласта.

При построении схем детальной корреляции скважин внутри продуктивных горизонтов прослеживаются отдельные пласты и разделяющие их непроницаемые породы. По продуктивным пластам на основе опробования устанавливаются кондиционные пределы параметров пластов, что позволяет на указанных выше геологических документах проследить распространение коллекторов продуктивных пластов по площади и по разрезу в пределах зон разного насыщения.

В результате размеры и форма многопластовых залежей обосновывается по положению различных границ в пределах каждого пласта:

- контуров нефтегазоносности;

- линий выклинивания и литофациального замещения пласта;

-тектонических нарушений и др.

Кроме геологической структуры, в статической рабочей модели отражаются: свойства пластовых флюидов до начала разработки, природный режим, начальное пластовое давление, пластовая температура, количественная оценка неоднородности пластов(характеристики распределения ФЕС, толщин, коэффициентов песчанистости и расчлененности).

6.3 Особенности построения уточненной статической модели на стадии эксплуатационной разведки в процессе разработки залежей

Эти модели используются для подсчета запасов категорий В и А, и частично С₁после эксплуатационного разбуривания месторождения согласно технологической схеме или проекту разработки, а также для составления уточненных проектов разработки, выполнения анализов разработки.

Уточнение размеров и формы залежей на этой стадии осуществляется за счет прослеживания в процессе детальной корреляции всего фонда эксплуатационных пропластков с целью выявления путей фильтрации флюидов по проницаемым пропласткам и зон, слабо вовлеченных в разработку.

В продуктивном разрезе многопластовой залежи (эксплуатационного объекта) на основе гидродинамических исследований, керна и ГИС обосновывается выделение в пределах пластов и пропластков типов коллектора по продуктивности, их положение в разрезе в пределах зон разного насыщения. Для каждого пласта (пропластка)строятся карты распространения коллекторов разных типов по площади залежи. При совмещении всех этих карт по всем пластам и пропласткам получают уточненную статическую адресную модель внутреннего строения залежи.

Уточнение внутреннего строения залежи на данной стадии осуществляется также в процессе адаптации модели по данным истории разработки. Уточнение начальных свойств пластовых флюидов, термобарических условий на этой стадии не производится.

Причины возникновения неопределенностей в исходных данных.

В конце 90-х прошлого века и начале XXI в. Многие международные нефтяные компании значительно улучшили показатели геолого-разведочных работ, используя принципы анализа рисков и управление портфельными активами, комбинируя их с новыми геотехнологиями. Риск геологоразведки не может быть устранен, но, несомненно, может быть значительно уменьшен в масштабе портфельных активов. Широко распространенное внедрение стандартизированных методов анализа рисков в 90-х годах способствовало введению необходимой дисциплины в нефтегазовую разведку и разработку. Для оптимизации размещения средств на геологоразведку и разработку месторождений нефти и газа в последнее время все большее внимание уделяется концепции управления портфельными активами путем оценки принятия решения на основе анализа неопределенностей и оценки рисков.

Наиболее значимыми являются неопределенности, связанные с геологическим строением месторождения и запасами углеводородного сырья. Учет этих неопределенностей гарантирует повышение эффективности принятия решения при капитальных вложениях. Налоги и геополитика в данном случае в меньшей степени влияют на процесс принятия решения и их учет не гарантирует положительного результата.

Подсчет запасов углеводородного сырья является наиболее важным этапом работы специалиста нефтегазовой отрасли, так как большинство технических решений базируется на рекомендациях, следующих из сопоставления затрат с результатами бурения и добычи. В статье рассмотрены методы анализа неопределенностей и оценки рисков на стадии геологического моделирования и подсчета начальных балансовых запасов по месторождениям Юганского региона. При этом было необходимо увязать детальное геологическое моделирование и разработку месторождений, так как неопределенности, выявленные на стадии создания геологической основы, впоследствии влияют на решения в области разработки (размещение горизонтальных стволов, зарезок и др.).

Современные требования к построению моделей определяют необходимость анализа неопределенностей и рисков на основе оценки достоверности параметров залежи и методов многовариантного моделирования. Результаты последнего, представленные в виде карт и кубов геологических параметров, являются основой для бурения разведочных и добывающих скважин, а также для планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Количественная оценка неопределенностей параметров залежи Первоочередной задачей анализа неопределенностей и рисков при оценке запасов является количественная оценка вариации параметров, влияющих на подсчет запасов. Главный способ количественной оценки неопределенностей основан на вычислении случайных погрешностей, методы расчета которых различаются в зависимости от исследуемого параметра. Случайные погрешности в отличие от систематических неизбежно присутствуют Ключевые слова: анализ неопределенностей и рисков, многовариантное моделирование, неопределенности параметров залежи, погрешности, оценка запасов, анализ чувствительности, подсчет запасов объемным методом.

В данной статье оценка случайных погрешностей параметров залежи рассматривается как оценка неопределенности для проведения статистического моделирования методом Монте-Карло или построения многовариантной геологической модели.

Точность структурных построений по данным сейсморазведки оценивается с помощью методов, изложенных в Методических рекомендациях. Основным способом оценки погрешностей структурных построений является вычисление стандартного отклонения абсолютных глубин, определенных по сейсмической карте в точках пластопе-ресечения с траекториями скважин, от абсолютных отметок соответствующих маркеров Z0 по скважинным данным. Возможно также применение способа оценки среднего квадратического отклонения от линии регрессии при использовании линейной регрессионной зависимости Z0(Т0) или DZ(Т0) для структурных построений. Распространенными способами оценки погрешности являются методы cross-validation (эталонной выборки) и jack-knife (поочередного отбрасывания контрольных точек из всего множества пар). Точность определения отметки водонефтяного контакта (ВНК), принятого по результатам опробования скважин, может быть оценена путем определения максимальной абсолютной отметки подошвы нефтяного пласта и минимальной отметки кровли водоносного пласта по данным геофизических исследований скважин (ГИС), давших в результате опробования нефть с водой. Погрешности определения эффективных толщин, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, пересчетного коэффициента, плотности нефти чаще всего определяются как погрешности средних арифметических значений.

Кроме того, целесообразно использовать оценку погрешностей коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, учитывающую как дисперсию параметра по всей выборке, так и дисперсию средних значений параметра по скважинам. Итоговая оценка погрешности определения запасов объемным методом представляет собой среднегеомет рическую сумму погрешностей подсчетных параметров. Погрешность определения извлекаемых запасов может быть получена добавлением в среднегеометрическую сумму члена, соответствующего погрешности определения КИН.

Таким образом, применение аппарата теории ошибок позволяет провести количественную оценку неопределенностей параметров залежи для использования при двух- и трехмерном моделировании или при статистическом анализе методом Монте-Карло.

Анализ чувствительности оценки запасов к неопределенностям параметров залежи

Перед построением многовариантной геологи- ческой модели или проведением анализа методом Монте-Карло неопределенности параметров залежи ранжируются по степени влияния на оценку геологических запасов. На этом этапе необходимо определить, какие подсчетные параметры наиболее сильно влияют на величину геологических запасов нефти. Рассмотрим, от чего зависят подсчетные параметры (за исключением плотности нефти и пересчетного коэффициента) и способы их варьирования при трехмерном многовариантном моделировании.

На площадь нефтеносности в основном влияют конфигурация структурных поверхностей по кровле и подошве пласта, положение ВНК и объем коллектора. Варьирование площади нефтеносности в трехмерной модели достигается следующими способами:

- вариациями структурных поверхностей в межскважинном пространстве на величину, определяемую на основе оценки точности структурных построений;

- изменением положения ВНК в пределах от нижней (по абсолютной величине) отметки водоносного пласта до верхней отметки подошвы нефтяного пласта по данным ГИС, испытаний и анализа керна;

- стохастическим моделированием куба литологии (или NTG).

На эффективную нефтенасыщенную толщину влияют вариации литологии в межскважинном пространстве и положение ВНК. Моделирование вариаций эффективной нефтенасыщенной толщины может быть проведено теми же способами, что и моделирование вариаций площади нефтеносности. Варьирование коэффициента пористости нефтенасыщенной части коллектора проводится с помощью изменения высотного положения ВНК и стохастическим моделированием непрерывного параметра пористости. Аналогично выполняется варьирование коэффициентов нефте- и водонасыщенности. Для учета вариаций плотности нефти и пересчетного

Результатом ранжирования неопределенностей ианализа чувствительности является определение параметров, наиболее сильно влияющих на оценку запасов. Самым удобным графическим способом представления результатов анализа чувствительности является торнадо-плот.

Анализ неопределенностей и рисков при 3D геологическом моделировании

Современное программное обеспечение геологического моделирования позволяет автоматически строить множество равновероятных реализаций геологической модели, а также проводить статистический анализ множества реализаций для определения зон наибольшего риска для планирования бурения разведочных и эксплуатационных скважин. При оценке неопределенностей модели методом многовариантного стохастического моделирования выполняется многократное перестроение модели на основе вариаций структурных поверхностей по кровле и подошве пласта, поверхности ВНК, параметров пористости и литологии. В результате по множеству реализаций геологической модели строится карта среднего квадратического отклонения параметра. Результатами построения трехмерной геологической модели с учетом неопределенностей являются:

- карты средних квадратических отклонений параметров (в первую очередь эффективных нефтенасыщенных толщин и нефтенасыщенного порового объема);

- вероятностная кривая распределения запасов с определением квантилей Р10, Р50, Р90

Эффективность применения методики Рассмотрим применение описанной методики на

двух месторождениях Юганского региона. Задачей проекта являлось оперативно (в течение не более трех дней) обновить секторную геологическую модель по результатам бурения трех скважин и дать рекомендации по дальнейшему бурению двух скважин. Сложность поставленной задачи заключалась в том, что необходимо было оценить риски бурения в приконтурной зоне, где велика вероятность бурения скважины в водоносном пласте.

На первом этапе были детально проанализированы сейсмогеологические данные и выявлены параметры, наиболее значимые для решения поставленной задачи: положение ВНК; положение кровли пласта. На основе построенной многовариантной (100 реализаций) секторной геологической модели даны рекомендации по бурению двух скважин с прогнозной эффективной толщиной коллектора, равной соответственно 4,8 и 6,9 м. Одновременно с многовариантным моделированием строились карты эффективных нефтенасыщенных толщин, с использованием которых получена карта среднего квадратического отклонения.

Для оптимизации отбора запасов нефти необходимо рассмотреть возможность оперативного изменения системы разработки на площади для двух кустов скважин.

После выполненного сейсмогеологического анализа и построения в результате анализа неопределенностей и многовариантного моделирования карт среднего квадратического отклонения по нефтенасыщенному поровому объему принято решение об изменении системы разработки путем бурения горизонтальных скважин вместо наклонно направленных.

По результатам анализа, выполненного на основе геолого-гидродинамической модели, принято решение о заложении дополнительных шести горизонтальных скважин.

В процессе работы проводилась постоянная корректировка положения горизонтальных участков скважин с учетом данных многовариантного моделирования (оптимистичных, пессимистичных и наиболее вероятных характеристик резервуара) и выбиралась наиболее оптимальная траектория, согласованная с ООО «РН-Юганскнефтегаз». В результате выполненных работ дополнительная добыча нефти с этого участка превысила 600 тыс. т.

Заключение

IRAP RMS включает в себя самые передовые технологические разработки в области геологического моделирования, гидродинамического моделирования и проектирования скважин, что позволяет оптимизировать разработку залежей и существенно повысить экономический эффект на всех стадиях жизни месторождения, начиная от выбора региона разведочных работ и заканчивая извлечением остаточных запасов.

TEMPEST программный комплекс, для инженеров разработчиков позволяющий делать детальные гидродинамические модели экономически эффективными, технологичными и оперативными. Пользователь TEMPEST может решать практически весь комплекс основных и вспомогательных задач гидродинамического моделирования месторождений, оставаясь при этом в рамках единой модели данных и пользуясь унифицированным пользовательским интерфейсом.

Размещено на Allbest.ru