Весь фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом с использованием установок.

Из механизированных способов явное предпочтение отдано использованию ЭЦН, которые подбирались индивидуально для каждой скважины в зависимости от добычных возможностей.

Коэффициент использования фонда скважин составил 0,97 - по добывающим скважинам, 0,95 - по нагнетательным скважинам.

С дебитом жидкости от 5 до 10 т/сут работают 49 скважин (7%), на 29 скважинах обводненность меньше 5%; обводненность других скважин не превышает 50%, малодебитность скважин связана также с недоформированностью системы ППД, низкими дебитами жидкости также характеризуются скважины, находящихся в краевых зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами.

С дебитами жидкости от 10 до 20 т/сут работают 119 скважин (18%), из них 117 скважин имеют обводненность менее 50% (на всех скважинах при вводе проведено ГРП); с обводненностью свыше 50% работают 2 скважины: 11198 куст 16 обводненность 64% - обводнение от нагнетательной скважины 11219 и 17529 куст 36, обводненность 81% - скважина левобережного участка, где выявлена недонасыщенность коллектора. Все скважины данного района отличаются высокой начальной обводненностью.

Среднедебитный фонд (20-50 т/сут) составляют 280 скважин (42%), 32 из них работают с обводненностью выше 50%, это скважины нагнетательных рядов, отрабатываемые на нефть, в таких скважинах время прорыва нагнетаемой воды существенно ниже, чем к скважинам добывающих рядов, вследствие ориентации техногенных трещин параллельно нагнетательным рядам. Кроме того с высокой обводненностью вступают в работу скважины левобережного участка, где выявлена недонасыщенность коллектора. Максимальная обводненость отмечается по скважине 17532 - 96%, скважина 17679 обводненность 83%.

С дебитом жидкости выше 50 т/сут работают 151 скважина (23%), из них 127 скважин работают с обводненностью меньше 50%; с обводненностью выше 80% работают 4 скважины: 11259 (16 куст), 13118 (25 куст), 15222 (11Б куст), 15501 (19 куст) - высокая обводнённость скважин связана с прорывом воды от нагнетательных скважин.

С дебитом жидкости выше 100 т/сут работают 37 скважин (5,6%), из них 35 скважин работают с обводненностью меньше 50%; с обводненностью выше 80% работают 2 скважины, находящиеся на южном участке месторождения: 12278 куст 7 обводнённость 83% и 15978 куст 6 обводненность 87% - прогрессирующее обводнение от нагнетательных скважин 12277 и 15961.

С начала разработки в добыче нефти приняли участие 1007 скважин. Накопленная добыча нефти по Приобскому месторождению составила 22,537 тыс. т., накопленная добыча жидкости - 27,448 тыс. т.

Таблица 2.3.1. Распределение фонда скважин Приобского месторождения по дебитам нефти и накопленной добыче нефти (по состоянию на 01.01.2009 года)

Дебит нефти, т/сут	Накопленная добыча нефти, тыс. тонн
	0-1	1-5	5-10	10-15	15-20	>20
0-5	38	93	94	33	26	66
5-10	5	86	17	6	3	11
10-20	12	77	22	30	21	46
20-50	12	27	26	26	31	168
50-100	5	8	13	7	8	71
100-250	1	12	1	0	0	5
Итого	73	303	173	172	89	367

· малодебитный фонд (0-15 т/сут) составляют 168 скважин, у 46 скважин накопленная добыча превышает 20 тыс. т;

· среднедебитный фонд (15-40 т/сут) составляет 841 скважина

· высокодебитный фонд (40-200 т/сут) насчитывает 391 скважин

Накопленная добыча нефти по скважинам напрямую зависит от общего времени работы той или иной скважины, от геологических условий, в которых она работала, от количества и качества проведенных мероприятий и от сформированного режима разработки на данном участке.

3. Цифровые модели месторождения

3.1 Построение трехмерной геологической модели

Построение геологической модели выполняется в целях дальнейшего изучения и уточнения геологического строения месторождения, более детального анализа и оценки текущего состояния разработки. Качественная и детальная геологическая модель позволяет повысить надежность и адекватность прогнозных расчетов показателей разработки, а вместе с тем наиболее полно и достоверно определить недостатки системы разработки, принять обоснованные решения по ее усовершенствованию.

По определению, цифровая трехмерная адресная геологическая модель (ГМ) объекта разработки является составной частью ГТМ и представляет собой набор объемных сеток параметров модели, характеризующих:

- пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

- пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов;

- пространственное положение литологических границ в пределах пластов;

- пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

- средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов, и т.д.

Приобское месторождение (южная часть) большое по размерам 66 х 44 км, что соответственно затрудняет создание одной общей 3D модели. Поэтому было принято решение для построения детальных ПДГТМ, разбить месторождение на сектора (рисунок 3.1.1).

Корреляция продуктивных пластов

Для построения трехмерной геологической модели важно правильно описать структуру моделируемого пространства, т.е. создать структурную модель с наиболее точным представлением о строении месторождения, которая в свою очередь определяется корреляционными границами пластов. Подтверждением этого, как правило, является адекватная картина литологического распределения коллекторов. От качества выполнения детальной корреляции зависит точность подсчета запасов, и как следствие, обоснованность технологических решений при разработке.

Рисунок 3.1.1. Схема секторов южного лицензионного участка

Приобского месторождения

В разрезе нижнемеловых отложений на Приобском месторождении выделены отложения черкашинской свиты (пласты АС₄-АС₁₂). В подсчете запасов было выделено два основных нефтеносных объекта АС₁₀ и АС₁₂. Подсчетный объект АС₁₀ включает в себя продуктивные пласты АС₁₀⁰ и АС₁₀¹. Подсчетный объект АС₁₂ включает в себя пласты АС₁₂¹ и АС₁₂².

Анализ структурных построений

Основой каркаса геологической модели является построение структурных карт по кровле и подошве пластов. Структурные поверхности получены по результатам сейсмической интерпретации в глубинном измерении и геологическим маркерам по скважинам. Построение геометрического каркаса продуктивных пластов АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₂¹ и АС122 в пределах южного лицензионного участка Приобского месторождения производилось с использованием программного комплекса Irap RMS.

Рисунок 3.1.2. Структурная модель южного лицензионного участка Приобского месторождения

Обоснование сеточной области трехмерной геологической модели.

Трехмерная геологическая модель представляет собой объемное поле в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которого характеризуется признаком породы (коллектор-неколлектор) и значениями фильтрационно-емкостных свойств пород (начальная нефтенасыщенность, пористость, проницаемость и т.п.).

Построение 3D секторных геологических моделей продуктивных пластов АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₂¹ и АС₁₂² в пределах южного лицензионного участка Приобского месторождения производилось с использованием программных комплексов Irap RMS и Petrel.

Для построения трехмерных геологических моделей участков создавались самостоятельные сетки для каждого стратиграфического пласта. Каждая из сеток строилась в стратиграфических границах, полученных на этапе структурного моделирования. Горизонтальные размеры ячеек 50 х 50 метров.

Учитывая дальнейшие гидродинамические расчеты, степень разбуренности месторождения и пространственным расположением залежей нефти, было принято решение, как уже было сказано выше, разбить месторождение в пределах лицензионного участка на сектора (см. рисунок 3.1.1).

Разбиение сеточной области на слои производилось согласно принятой модели осадконакопления. Так, для пластов черкашинской свиты, принята модель согласного залегания слоев относительно кровли пласта (из-за присутствия зон выклинивания). При этом мощность слоя принята равной 0.4 м. Подробная характеристика геометрии сеточной области секторных геологических моделей (сектора №№2, 4 и7) продуктивных пластов южной части Приобского месторождения приведена в таблице 5.1.1. На рисунках 3.1.3-3.1.5 в качестве примера показаны 3D геологические сетки по 2, 4 и 7 секторам Приобского месторождения.



Рисунок 3.1.4. Фрагмент сеточной области трехмерной геологической модели сектора №4 Приобского месторождения

Рисунок 3.1.5. Фрагмент сеточной области трехмерной геологической модели сектора №7 Приобского месторождения

Таблица 3.1.1. Размерность секторных геологических моделей

Объект разработки	Пласт	Размер участка, м	Размер ячеек, м
		по X, Y	по Z	по Х, Y	по Z
АС10	АС100	18850 х 11450	0-169	50 х 50	0,5
АС12	АС121	18850 х 11450	2,7-122,4	50 х 50	0,5
	АС122	18850 х 11450	8,4-117,8	50 х 50	0,5
АС10	АС100	11500 х 14300	23,9-163,1	50 х 50	0,4
	АС101	11500 х 14300	19,9-147,1	50 х 50	0,4
АС10	АС101	14000 х 11100	0-131,8	50 х 50	0,4
АС12	АС121	14000 х 11100	10,8-118,9	50 х 50	0,4

Результаты построения 3D литологических моделей.

Кубы литологии моделируемых участков южной части Приобского месторождения построены с использованием осредненных скважинных данных и 2D тренда в виде карты песчанистости продуктивных пластов АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₂¹ и АС₁₂², полученной из 2D модели.

При построении куба литологии использовался стохастический пиксельный метод «Facies: indicators», основанный на интерполяции вероятности наличия того или иного типа пород. Этим методом по продуктивным пластам АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₂¹ и АС₁₂² в районе моделируемых секторов выполнялись 15-17 реализаций дискретного куба литологии, которые затем усреднялись в один непрерывный куб. Итоговый дискретный куб литологии получен отсекающим значением, подобранным таким образом, чтобы объем нефтенасыщенных пород по залежам укладывался в допустимые рамки расхождений с таковым в 2Д модели. На рисунках 3.1.6-3.1.18 представлены фрагменты кубов литологии по секторным моделям участков №2, 4, 7.



Рисунок 3.1.6. Фрагмент куба литологии (сектор №2)

Рисунок 3.1.7 - Фрагмент куба литологии (сектор №4)



Рисунок 3.1.8 - Фрагмент куба литологии (сектор №7)

3.2 Фильтрационная модель

Исходными для фильтрационной модели служат статические цифровые геологические модели и дополнительные данные, характеризующие движение флюидов в пластах-коллекторах.

На завершающей стадии создается фильтрационная модель как численное решение системы уравнений, описывающих фильтрацию пластовых флюидов в залежи.

Площадь моделирования пластов не ограничивается границей лицензионного участка, а учитывает 1,5 км. зону за всем периметром ЮЛТ. Площадь нефтенасыщенных коллекторов южного лицензионного участка Приобского месторождения составляет 1932 тыс. м².

В следствии того, что общая модель Приобского месторождения велика, как геометрически, так и по техническим возможностям вычислительной техники и временным трудозатратам, модель разделена на 10 секторов, рисунок 5.3.1.

Сектора отличаются сложностью геологического строения, наличием одного или нескольких пластов на своем участке, различной степенью разбуренности и историей разработки. На примере нескольких секторов, продемонстрируем выполнение и качество построения гидродинамических моделей.

Методическая основа построения фильтрационной модели.

Создание геолого-технологической модели месторождения сопряжено с систематизацией, анализом большого количества геолого-геофизической, промысловой и технологической информации, а также с процессом ее качественной визуализации. В связи с этим выполнение поставленной задачи возможно только на базе современных программных технологий. При построении фильтрационных секторных моделей Приобского месторождения применялся программный комплекс Eclipse 100. Построение цифровой геолого-фильтрационной модели было реализовано в соответствии с требованиями РД.

Обоснование типа модели

При построении трёхмерной геологической модели каждого сектора была создана сеточная область на основе структурных карт. Прямоугольная в плане гидродинамическая сетка с равномерным постоянным шагом (50х50 метров) размещена на объект моделирования, полностью его перекрывая.

Обоснование шага вдоль координатных осей Х и У основано на плотности размещения скважин при условии сохранения между ними 3-5 узлов. Для построения фильтрационных моделей принята схема формирования каркаса на основе геометрии «угловой точки» (CORNER POINT).

Нефть продуктивных пластов характеризуется средним значением газового фактора 52,9 м³/т и средним давлением насыщения 8.26 МПа, начальное пластовое давление 26 МПа. В гидродинамических расчетах принята модель «Black Oil».

Рисунок 3.2.1. Схема выделения на месторождении

Создание гидродинамической модели сектора №2. В качестве основы для создания фильтрационной модели использовалась секторная геологическая модель района кустов №41-44 Приобского месторождения, построенная на основе всей исходной сейсмической и геолого-физической информации полученной на 1.01.2009 г. Геологическая модель данного района представлена тремя сетками (гридами) по пластам АС10¹, АС10² и АС12. При переходе от геологической к гидродинамической модели, выполнена процедура объединения геологических сеток в единый куб и проведен апскейлинг, а именно количество слоев по вертикали с 460 преобразовано в 96 слоев, таблица 3.2.1. На рисунке 3.2.2 приведены ГСР по пластам из геологической модели и из гидродинамической модели, из которых видно, что литологическая зависимость хорошо сохранена. Общий вид ГДМ участка представлен на рисунке 3.2.3.

Рисунок 3.2.2. ГСР по литологии, геологическая и гидродинамическая модели



Рисунок 3.2.3. Общий вид гидродинамической модели кустов 40-44

Таким образом, размерность сетки для секторной модели кустов 41 и 44 составила 377х229х96 ячеек, что соответствует 8287698 ячеек, из которых активными являются 539062 ячеек. При проведении апскейлинга удалось сохранить хорошую детальность геологического описания пласта: максимальная и минимальная толщины ячеек фильтрационной модели составили 0,6 и 3,5 м соответственно, при среднем значении равном 2,4 м.

Список источников

месторождение бурение пластовый скважина

1. «Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции» Ташкалов Марат Ильдусович, http://dlib.rsl.ru/01005375864

2. «Методические рекомендации по разработке нефтяных и газовых месторождений» http://www.businesspravo.ru/Docum/DocumShow_DocumID_126242_DocumIsPrint__Page_1.html

3. «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений», РД 153-39.0-047-00, http://snipov.net/c_4684_snip_115118.html

4. «Модели и алгоритмы частотно-регулируемого процесса расклинивания электроцентробежного насоса при добыче нефти в осложненных условиях» Лопатин Руслан Равилевич, http://dlib.rsl.ru/01005375864

5. «Ступени УЭЦН с низким солеотложением». Ю. Меркушев, Д. Краев, О. Виноградов, ООО «Ижнефтепласт», Д. Маркелов, ОАО «Юганскнефтегаз» http://neftegas.info/territoriya-neftegaz/454-stupeni-uecn-s-nizkim-soleotlozheniem.html

6. «Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки», http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0a65625b3bd78b4d43b88421316c27_0.htm

7. «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Южно-Приобского месторождения Ханты-мансийского района Тюменской области по состоянию на 01.05.2008 г.». Отчет. Авторы: Федорцова С.А. и др. ТТЭ, Главтюменьгеология, Москва, 2000 г.

8. «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно-Приобского месторождения». Отчет. СибНИИНП. Тюмень, 2009 г.

9. «Состояние разработки и перспектива добычи нефти до 2009 г. по месторождениям ООО «Газпромнефть-Хантос» (авторский надзор). СибНИИПН. Тюмень, 2009 г.

10. «Отчет о НИР «Авторский надзор за разработкой Южно-Приобского месторождения». СибНИИНП, Тюмень, 2009 г.

11. «Математические модели неоднородной анизотропной турбулентности во внутренних течениях» Бубенчиков А.М., С.Н. Харламов, Томск: ТГУ, 2001 г. 448

12. «Турбулентные стратифцированные струйные течения» Бруяцкий Е.В. Киев: Наук. думка, 1986. 296 с.

13. «Дифференциальное уравнение для масштаба турбулентности и расчета турбулентного пограничного слоя на плоской пластине. Турбулентные течения» Глушко Г.С. М.: Наука, 1970.

Размещено на Allbest.ru