разработка месторождение скважина

Основной структурный каркас для трехмерного моделирования строился по стратиграфическим поверхностям. Размер ячеек сетки при построении структурного каркаса выбран 100 м по оси Х и 100 м по оси Y. Количество ячеек по осям для каждого пласта соответствует размерам участка моделирования. При построении структурных поверхностей использовались стандартный интерполяционный алгоритм - метод сходящейся интерполяции (Convergent interpolation).

Для построения структурного каркаса, кроме скважинных данных, были использованы сетки поверхностей отражающих горизонтов, построенные по результатам интерпретации сейсморазведки (Г, НПК₁₄, НПК₂₀, НАВ₈, НБВ₃, НБВ₈, НБВ₁₀, Б) […]. Эти поверхности использовались в качестве тренда при построении стратиграфической кровли ближайшего продуктивного пласта. Впоследствии стратиграфическая поверхность кровли каждого из моделируемых пластов корректировалась с учетом подсчетного плана (литологической кровли), по которому запасы УВ ставились на баланс. Поверхность стратиграфической подошвы строилась через карту общей толщины пласта, построенную, в свою очередь, по скважинным данным. Эта поверхность также корректировалась с учетом карты литологической подошвы, взятой из материалов подсчета запасов. Структурная поверхность кровли нижележащего пласта строилась методом схождения от подошвы вышележащего, после чего описанные выше операции повторялись для создания структурного каркаса по остальным пластам.

При построении поверхностей ВНК, ГНК также были использованы, кроме скважинных данных, соответствующие контуры, принятые при подсчете запасов.

После построения структурного каркаса всех продуктивных пластов была произведена пропорциональная нарезка на слои с шагом по Z средней величиной 0,4 м. Построенный трехмерный каркас на следующих шагах моделирования наполнялся атрибутными составляющими.

Перемасштабирование каротажных кривых на структурный каркас

Таблица 3.1. Сравнение коэффициентов, полученных при подсчете запасов (ПЗ) и по результатам геологического моделирования (ГМ) в продуктивной области

3.5 Оценка достоверности построения геологической модели

Исчерпывающая оценка достоверности прогноза структурных отметок, общих и эффективных толщин и петрофизических параметров может быть проведена только последующим бурением скважин в пределах области построения модели. Достоверность геологической модели устанавливается также на этапе гидродинамического моделирования при адаптации истории разработки. На этапе геологического моделирования можно провести оценку качества построения модели, при этом нужно исходить из конечной задачи: построение гидродинамической модели для расчета технологических показателей разработки. Таким образом, необходимо оценить соответствие полученных результатов и используемых для построения исходных данных. Полученная 3D_геологическая модель должна максимально соответствовать 2D_модели подсчета запасов.

Оценка качества литолого-фациального моделирования производилась сопоставлением вариантов вертикального распределения коллекторов по слоям модели полученных по исходным данным (по скважинам) и по данным результирующего куба литологии. Полученная трехмерная литолого-фациальная модель достаточно хорошо соответствует 2D модели подсчета запасов.

Оценка качества петрофизической модели проводилась сопоставлением гистограмм распределения пористости, построенным по скважинным данным и данным в ячейках модели.

Окончательное соответствие 3D_геологической модели и 2D_модели подсчета запасов проверялось сопоставлением следующих объемных характеристик: Bulk volume - геометрический объем; Net volume - эффективный объем; Pore volume - поровый объем; HCPVneft(gaz) - объем углеводородов в пластовых условиях. Рассчитанные объемы характеризуют качество построения, соответственно: структурной модели, кубов литологии, пористости и нефте - газонасыщенности. Расчет объемов осуществлен по каждому подсчетному объекту и результаты, представленные в табличном приложении 4.3.1, подтверждают хорошее соответствие объемов и запасов балансовых, трехмерной геологической и фильтрационной моделей.

Построение цифровой фильтрационной модели

1. Выбор типа фильтрационной модели, исходя из представлений о геометрии объекта моделирования; о свойствах коллектора и насыщающих его флюидов; об особенностях разработки по истории добычи и в перспективе.

2. Обоснование размерности гидродинамической сетки и схем выделения слоев. При этом руководствовались обязательностью сохранения геометрии и свойств всех крупномасштабных деталей геологического строения пласта (неоднородности по разрезу и по площади, выклиниваний, тектонических нарушений).

3. Обеспечение преемственности и адекватности геологической модели при проведении процедур ремасштабирования.

4. Характеристика РVТ свойств пластовых флюидов.

5. Обоснование модифицированных относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления.

6. Моделирование скважин, условий и характера их эксплуатации.

7. Адаптация фильтрационной модели к данным разработки для объектов, имеющих историю разработки.

8. Расчет прогнозных показателей технологических вариантов разработки.

При построении фильтрационной модели использовались обновленные и уже существующие данные о:

· структуре моделируемого объекта (система и ориентация координатных осей, число ячеек по осям координат, их размеры, либо геометрия в зависимости от типа сетки, координаты структурных нарушений);

· распределении фильтрационного-емкостных параметров (поля пористости и абсолютной проницаемости);

· распределении коллектор-неколлектор;

· первоначальном насыщении коллекторов фазами и начальном пластовом давлении;

· слоепересечениях, интервалах перфорации, инклинометрии скважин;

· отборах и нагнетании по скважинам и фазам (нефть, газ, конденсат, вода) за период и число рабочих дней;

· устьевых, забойных и пластовых давлениях с указанием интервалов и дат замеров;

· техническом состояний скважин,

· мероприятиях, проведенных на скважинах (ГРП, ОПЗ, КР, РИР);

· результатах ГДИС, ГИС-контроля за разработкой;

· физико-химических зависимостях характеристик пластовой нефти от давления (газосодержание, давление насыщения, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, плотность);

· физико-химических свойствах воды;

· упруго-емкостных свойствах порового пространства;

· определениях лабораторными испытаниями относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений.

Кроме этого, были проверены все информационные массивы на наличие ошибок:

· оценка достоверности исходных данных, на основе количества контрольных точек, в которых получена информация, и самого источника информации (либо это данные, передаваемые из геолого-математической модели, либо полученные в результате промысловых исследований и испытаний или определяемые по результатам лабораторных исследований);

· проверка соответствия коэффициента газонасыщенности сетки фильтрационной модели, полученной после осреднения;

· выявление скважин, попавших в одну гидродинамическую ячейку, а также скважин, эксплуатирующих один объект и расположенных в соседних ячейках;

· сверка данных фонда скважин модели с отчетными промысловыми данными.

Выбор типа фильтрационной модели. Залежи нефти газа и конденсата продуктивных пластов представляют собой неоднородные по коллекторским свойствам гидродинамические объекты. Фильтрационная модель объектов строилась при следующих положениях:

· геометрия модели - геометрия угловой точки (CPG - Corner Point Geometry);

· параметры модели - вычисляются на основе стандартных процедур ремасштабирования из геологической модели.

Обоснование размерности сетки и схемы выделения слоев

Фильтрационная модель должна обеспечивать адекватное воспроизведение процессов фильтрации в пласте реального месторождения за приемлемое время, при расчете вариантов на компьютере. Обоснование размерности сетки фильтрационной модели должно производиться на основе учета всех известных данных о пласте (неоднородность, слоистость, выклинивание) и возможных вариантов размещения скважин. Для обеспечения точности расчетов, между скважинами должно размещаться не менее трех-пяти ячеек сетки. Исходя из потребности расчета вариантов площадных систем разработки, размерность сетки фильтрационных моделей была принята 200 х 200 метров.

Для перехода к фильтрационному моделированию была выполнена стандартная процедура ремасштабирования, при этом сохранились и количественные характеристики коллекторских свойств и объем запасов в пределах лицензионного участка.

Как было упомянуто выше (раздел 4.2.), ввиду высокого этажа продуктивности и ограниченных ресурсов компьютеров, геологическая модель всего месторождения была разбита на три отдельных модели, объединяющих группы пластов. В целях получения приемлемого времени гидродинамических расчётов каждая из этих четырех детальных геологических моделей была преобразована в укрупнённую фильтрационную модель. В программном пакете Petrel были созданы новые структурные каркасы, в которых было произведено укрупнение толщины слоев. Исходя из средней степени неоднородности (табл. прил. 4.1.3), общей толщины пласта, этажа продуктивности и значимости объекта (по величине запасов УВ) экспертно принимались решения по размеру Z фильтрационной модели.

Для создания фильтрационной модели используется пакет гидродинамического моделирования «Eclipse», в котором реализуются численные методы решения уравнений подземной газогидродинамики на сеточных моделях.

Комплекс программных модулей, составляющих пакет «Eclipse», позволяет моделировать разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей с учетом фазовых переходов и трехмерной фильтрации в поровом пространстве пласта. Подготовка исходных данных по изменению свойств флюида в зависимости от термобарических условий, проводилась с использованием пакета PVT. В нем реализованы способы расчета парожидкостного равновесия на основе уравнений состояния и корректировки полученных результатов с учетом данных промысловых и лабораторных исследований.

Расчет потерь давления в лифтовых трубах проводился с использованием пакета VFP. В пакете используются различные корреляционные зависимости, описывающие движение трехфазных потоков в вертикальных, наклонных и горизонтальных трубах.

Изменение свойств пластовой нефти рассчитывалось с использованием уравнения состояния в пакете PVTi программного комплекса «Eclipse». В каждой ячейке модели определялся состав пластового флюида, объемный коэффициент, вязкость в зависимости от пластового давления. Для учета изменения состава пластовой нефти, пластового газа, содержания в нем конденсата в модели выделено шесть PVT_регионов (PVTNUM).

Задание начальных условий

Задание начальных условий в пласте означает задание распределения давлений и насыщенностей по ячейкам на нулевой момент времени, соответствующий статическому равновесию, при котором скорости фаз равны нулю и давление является функцией глубины благодаря действию капиллярно-гравитационных сил.

Начальные условия могут быть заданы как известные значения в каждой ячейке сетки, так и могут быть рассчитаны с учетом гидростатического равновесия. При построении моделей пластов Ван-Еганского месторождения начальное распределение насыщенностей задавалось явным методом из геологической модели. Это связано в первую очередь со сложным строением данных залежей и обоснованными в подсчете запасов неравномерно наклонными контактами со значительными амплитудами по всем пластах.

Для учёта влияния водоносных горизонтов в фильтрационных моделях пластов Ван-Еганского месторождения использован метод численного моделирования водоносных пластов Фетковича (AQUIFER), при котором ячейкам, находящимся вне моделируемой области, приписываются размеры и свойства водоносных горизонтов.

Размер законтурной области и ее характеристики (пористость, проницаемость и т. д.) уточнялись при воспроизведении истории разработки и динамики пластового давления.

В процессе моделирования выполнялась оценка энергетического состояния пласта, строились поля распределения пластового давления на различные даты, что позволило откорректировать размер и влияние законтурной области на залежи.

На моделях пластов, имеющих к настоящему времени историю, была произведена адаптация. На пластах, не введенных в разработку, фильтрационные модели после задания всех необходимых параметров для воссоздания пластовых условий были непосредственно использованы для проведения прогнозных расчётов.

На основании существующей истории разработки пластов Ван-Еганского месторождения, созданные фильтрационные модели корректировались итеративным способом до тех пор, пока они не оказались способными воспроизвести фактическое распределение давления и многофазное течение флюидов.

При повторении истории разработки в качестве входных данных использовались значения дебитов нефти, воды и приёмистостей, а также давлений по каждой скважине на конкретные даты, источником которых стали промысловые данные (месячные эксплуатационные рапорты по скважинам).

При адаптации на историю разработки в качестве управляющего параметра использовался дебит по жидкости. На первом этапе добивались, чтобы все скважины отбирали фактические объёмы жидкости без значительных расхождений по забойным давлениям и / или депрессии, в зависимости от наличия данных. Учитывался также характер изменения среднего пластового давления в целом по пластам. Для этого проверялись и, в случае необходимости, изменялись интервалы перфораций и скин-факторы скважин, подбирались параметры внешних водоносных горизонтов (AQUIFER), а также изменялись поля проницаемостей. Для получения схождения расчётной и исторической добычи нефти и воды подвергались модификации таблицы относительных фазовых проницаемостей с дальнейшим использованием масштабирования концевых точек в ячейках моделей. Весь процесс настройки производился итерационно до достижения допустимых расхождений.

В результате всех построений были получены трехмерные модели пластов, воспроизводящие как начальные пластовые условия моделируемых залежей, так и результаты их эксплуатации.

3.6 Применение гидродинамического моделирования при прогнозе разработки

Взяв во внимание данные, полученные по результатам работы скважин 4014 и 4033, находящихся на границе лицензионных участков, можно отметить, что контуры залежей пласта ЮВ₁1 выходят за границы лицензионного участка. Большей частью это наблюдается в северной части месторождения, геологическое строение которого наиболее изменилось со времени утверждения лицензионных границ. Наибольший интерес вызывает северная часть залежи, так как эта область пока что не полностью охвачена бурением.

Рассмотрев данные по скважине 4014, можно увидеть, что скважина открыта в 2006 году и на 01.03.2011 находится в работе, идет добыча нефти, обводненность составляет 9 %. Это значит, что эта область применима и подходит для бурения новых скважин.

Согласно данным, полученным при расчетах в программном обеспечении tNavigator, показатели КИН для этих скважин являются положительными.

3.7 Гидродинамическое моделирование при ГРП

Для того, чтобы получить наибольший эффект на новых скважинах и на тех, что уже были и использовались в работе, можно использовать ГРП.

Гидродинамическое моделирование часто применяется при ГРП.

Независимое применение технологий моделирования гидроразрыва и испытания скважины для понимания характеристик гидроразрыва является общепринятой практикой.

И испытание скважины, и моделирование гидроразрыва требуют получения определенного набора данных. При получении достаточного объема данных интеграция

результатов испытания скважины и данных моделирования ГРП может привести к значительному повышению экономических показателей за счет усовершенствования проектов обработки.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы «жидкость разрыва - проппант» являются:

* реологические свойства «чистой» жидкости и жидкости, содержащей проппант;

* инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

* способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;

* возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

* совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями;

* физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т. е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50_х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины - в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкой азота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т. п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.

Важнейшим элементом подготовки является сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки ГРП, можно подразделить на три группы:

* геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород);

* характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т. п.);

* свойства жидкости разрыва и проппанта. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.

В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы:

* расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости;

* технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений;

* комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Создание оптимальной технологии ГРП подразумевает соблюдение следующих критериев:

* обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения;

* максимизация глубины проникновения проппанта в трещину:

* оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта;

* минимизация стоимости обработки;

* максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа. В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения ГРП на объекте:

1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

2. Определение оптимальной геометрии трещины - длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

7. Расчет экономической эффективности проведения ГРП.

Моделирование гидроразрыва пласта

В tNavigator реализован инновационный подход к моделированию гидроразрыва пласта. Мы предложили подход, при котором трещина ГРП рассматривается в модели, как часть скважины. В рамках модели создается сетка дополнительных «виртуальных» перфораций, проходящих через блоки вдоль направления трещины. При этом эффективность трещины рассчитывается из индивидуальных множителей эффективности виртуальных перфораций и свойств пропанта.

Такой подход обеспечивает гораздо более достоверное поведение притока в скважину по результатам расчета модели. Данная технология была успешно опробована на моделях месторождений Западной Сибири с большим количеством трещин.

Задание трещин ГРП в tNavigator может быть выполнено за десять минут в два простых шага:

1. Пользователем задается таблица свойств пропанта (зависимость проницаемости от давления) и функция зависимости вымывания пропанта от времени или потока фазы через трещину.

2. В диалоговом окне вводятся параметры трещины (азимут, полудлина, ширина, тип пропанта и т. д.). Трещину можно сразу же видеть на трехмерной карте модели в виде плоскости.

Для удобства пользователей в рамках поддержки моделей, построенных на имеющемся программном обеспечении, мы реализовали простую форму конвертации моделей с отрицательным скин-фактором в модели с прямым заданием трещины с помощью нескольких дополнительных ключевых слов в tNavigator.

Выводы