2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей

Интегрированная база данных постоянно действующей геолого-технической модели. Все работы по созданию геолого-технологических моделей, начиная со сбора данных и кончая выдачей итоговых документов и построением цифровых моделей, должны проводиться на еди­ной информационной основе с использованием единой интег­рированной базы данных.

Интегрированная база данных, по определению, должна со­держать все виды геолого-геофизических данных и знаний, ис­пользуемых при построении и постоянном функционировании геологических и фильтрационных моделей. Все данные должны единожды загружаться в интегрированную базу и быть доступны любому приложению.

Любые изменения в базе, связанные с коррекцией существу­ющих или получением новых данных, могут производиться только с разрешения (с паролем) специалиста, ответственного за дан­ный раздел базы.

Данные разного рода создаются и собираются в различных по профилю своей деятельности организациях, проходят опреде­ленные стадии контроля, первичной обработки прежде, чем поступают к специалистам, занимающимся непосредственно построением моделей. Поэтому должна быть создана техноло­гия, обеспечивающая функционирование распределенного бан­ка данных.

Оптимальная технология требует создания специальной ин­формационной инфраструктуры для создания и ведения распре­деленного банка данных.

Инфраструктура должна функционировать в условиях посто­янного обновления и пополнения информации и должна обес­печивать пересчет геолого-технологической модели с учетом новых данных.

Требования к системе управления базами данных (СУБД). Создаваемая технология построения постоянно действующих моделей должна функционировать на основе мощной современ­ной СУБД, обеспечивающей не только эффективное формиро­вание и ведение интегрированной базы данных, но и эффектив­ную работу всех приложений. К ним относятся прикладные про­граммы, значительная часть которых уже существует, разработа­на с использованием средств различных СУБД, распространяе­мых на рынке программных продуктов.

Исходя из сказанного, можно перечислить основные требо­вания к СУБД как основе создаваемой технологии построения ПДГТМ:

1. высокая производительность на узлах всех уровней;

2. обеспечение сохранности данных в условиях многопользовательского доступа;

3. наличие средств эффективной реализации распределенных систем, в частности средств тиражирования данных, обеспечивающих целостность информации во вторичных базах и гарантированную доставку данных при малой загруженности аппаратуры;

4. наличие единообразных средств хранения и копирования информации на узлах всех уровней, что позволяет строить любые схемы пересылки, вплоть до временного замещения узлов или перераспределения между ними функциональных задач;

5. мобильность и масштабируемость посредством наращивания мощности аппаратуры или смены платформы;

6. доступность и развитость всего спектра технологических инструментов, в частности, средств разработки приложений, средств объединения широкого спектра, источников данных от разных производителей, средств динамического объединения различных СУБД;

7. умеренные требования к аппаратной части;

8) наличие внутренних резервов и идеологических заделов для успешного развития в перспективе.

Требования к программно-техническим средствам для геолого-технической модели. Состав программно-технических средств, обеспечивающих функционирование изложенной выше структуры, выбирается специалистами нефтегазодобывающего предприятия. Основным требованием к этим средствам являются технологичность, дос­таточная полнота программного обеспечения, удобство доступа к данным и решения прикладных задач. Программное обеспече­ние должно позволять использовать все виды геолого-геофизи­ческой и другой информации даже при весьма ограниченном ее объеме на начальной стадии. Это связано с тем, что в дальней­шем модель должна отвечать смыслу термина «постоянно дей­ствующая» и сопровождать разработку месторождения на всех стадиях его «жизни».

Как показал опыт эксплуатации различных программно-мето­дических средств, наиболее оптимальным является совместное применение отечественных и зарубежных пакетов программ при условии эффективного обмена данными между этими пакетами.

Состав технических средств определяется выбранными паке­тами программ. Наиболее вероятно, что фактическая реализация системы будет базироваться на UNIX серверах и рабочих станци­ях (IBM, SUN, HP, SG) и персональных ЭВМ (IBM или IBM совместимых), объединенных в единую сеть. В настоящее время перспективно использование персональных ЭВМ на базе про­цессоров Pentium II и Pentium III, по своим возможностям при­ближающимся к UNIX ЭВМ.

В соответствии со сформулированными требованиями к сис­теме с точки зрения решаемых задач и иерархии производствен­ных отношений, существующих в нефтяной промышленности, компьютеры нефтегазодобывающего объединения целесообраз­но связывать в вычислительную сеть.

В настоящее время в ряде компаний созданы свои информа­ционно-аналитические центры. В зависимости от класса решае­мых ими задач и географического места их расположения часть данных может передаваться в реальном времени, часть данных передается на машинных носителях.

Кроме серверов, рабочих станций и ПЭВМ, соответствующие звенья сети должны быть оснащены плоттерами (цветными и черно-белыми), лазерными принтерами, диджитайзерами, ска­нерами, средствами ввода/вывода данных на машинные носите­ли (НМЛ, CD), архивными системами. Конкретное количество и распределение данных средств определяется проектом автома­тизации для каждой компании.

Рассмотрим конкретный пример создания трёхмерных моделей.

Цифровые геологическая и фильтрационная модели Покамасовского месторождения

Трехмерное моделирование разработки месторождений нефти и газа на является основным инструментом для анализа и обработки геологической информации. Методическое обеспечение при создании 3-х мерных геолого-гидродинамических моделей осуществлялось в соответствии с «Регламентом по созданию ПДГТМ нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД 153-39.0-047-00) и другими документами.

Цифровая геологическая модель. При построении цифровой геологической модели за основу была выбрана концепция слоистого строения пласта ЮВ₁¹, в объеме которого выделены три зональных интервала, различающихся по литологическому составу, фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов, с учетом особенностей фациальной изменчивости, связанной с различными условиями осадконакоплением. При построении цифровой модели Покамасовского месторождения были использованы результаты интерпретации геолого-геофизической информации по 902 пробуренным скважинам, расположенным на левобережном и правобережном частях месторождения.

Построение трехмерной цифровой геологической модели состоит из нескольких основных этапов:

I этап – Построение структурного каркаса.

На первом этапе создается структурный каркас модели с использованием стратиграфических границ продуктивных пластов, с учётом литологических и тектонических особенностей строения, а также условия осадконакопления. Обосновывается размерность ячеек объемной сетки модели.

II этап – Построение литологической модели.

На этапе литологического моделирования каждой ячейке объемной сетки присваивается дискретное значение, характеризующее принадлежность к различным литотипам. Самым распространенным случаем является разбиение объема пласта на «коллектор-неколлектор».

III этап – Распределение фильтрационно-емкостных свойств.

На данном этапе происходит расчет значений необходимого набора геологических параметров для каждой ячейки модели, который выполняется отдельно для различных литотипов.

IV этап – Построение модели насыщения пласта флюидами.

На заключительном этапе построения для каждой ячейки определяются значения коэффициентов газо-, нефте-, водонасыщенности с учетом пространственного положения поверхностей контакта различных фаз. Для двухфазных пластов наиболее распространенным способом построения модели насыщения является расчет газо- или нефтенасыщенности в зависимости от высоты ячейки над контактом для различных классов коллекторов.

Построение трехмерной геологической модели пласта ЮВ₁¹ Покамасовского месторождения осуществлялось с использованием программного комплекса Irap RMS компании Roxar.

Моделирование структурного каркаса проводилось в целом для пласта ЮВ₁¹ с учетом характера развития зональных интервалов - пачек ЮВ₁⁰, ЮВ₁^1А и ЮВ₁^1Б. Помимо основных стратиграфических границ пласта введены границы пачек. Таким образом, каркас состоит из четырех слоев, разделенных стратиграфическими поверхностями и границами пачек (рис. 2.10): кровля ЮВ₁⁰, кровля ЮВ₁^1А, подошва ЮВ₁^1А,кровля ЮВ₁^1Б, подошва ЮВ₁^1Б.

При создании объёмной сетки вертикальные и горизонтальные размеры ячеек выбираются с учетом дифференциации разреза по ФЕС и наличия непроницаемых пропластков. Размеры X и Y выбираются исходя из условия размещения скважин (5-10 узловых точек между соседними скважинами).

Рисунок 2.10 - Основные реперные поверхности структурного каркаса

Для выбора по каждому зональному интервалу количества слоев и их размеров учитывается детальность геофизического расчленения разрезов скважин, при условии их согласованности с вертикальной толщиной геологических слоев и подсчетных объектов. При этом каждый элементарный геологический слой должен быть представлен, как минимум, одной ячейкой по вертикали.

Исходя из вышеописанных условий, при создании геологической модели Покамасовского месторождения:

- размеры ячеек X и Y составляют 50*50м;

- количество слоев определено по формуле:

(2.31)

где - средняя толщина зоны;

- величина стандартного отклонения значений общей толщины по скважинам;

- толщина слоя соответствует пределу точности определения границ пропластков по материалам ГИС.

На этапе создания структурного каркаса проведено сопоставление отметок границ пластов в скважинах со значениями отметок поверхностей сеточной модели. Оценка сходимости соответствует коэффициенту детерминации R²=1 по всем поверхностям структурного каркаса модели.

Построение литологической модели основывается на расчете непрерывного параметра коэффициента песчанистости с последующим преобразованием его в дискретный. Методом Petrophysical Modelling (алгоритм Prediction) рассчитан куб песчанистости, который затем преобразован в дискретный параметр литологии с двумя литотипами (коллектор-неколлектор).

По результатам моделирования куба литологии созданы карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин по зональным интервалам и в целом для объекта (рисунок 2.11).

Распределение пористости строилось только в объеме коллектора методом Petrophysical Modelling (алгоритм Simulation). При моделировании было рассчитано 10 реализаций и итоговая пористость представляет собой осредненный куб рассчитанных реализаций. Граничные значения пористости К_п^гр=11,5%. задавались на границе коллектор-неколлектор.

Распределение проницаемости рассчитывалось через петрофизическую зависимость от пористости

Построение куба насыщения основывается на скважинных данных; трендовом кубе капиллярно-гравитационных равновесий (КГР) и связи между пористостью и нефтенасыщенностью на ВНК.

Для моделирования насыщения использовался ВНК, построенный по результатам интерпретации ГИС с учетом данных испытаний и исследований разведочных и эксплуатационных скважин. Пласт ЮВ₁¹ Покамасовского месторождения имеет неровно-наклонный ВНК с абсолютными отметками -2684-2729м.

При получении трендового куба КГР использовалась регрессионная зависимость:

, при

где - высота ячейки над поверхностью ВНК.

Окончательный куб нефтенасыщенности строился исходя из полученного трендового куба с последующей интерполяцией со скважинными данными.

На рисунке 2.11 приведены разрезы кубов литологии, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности геологической модели Покамасовского месторождения.

Подсчет запасов на основе трехмерной геологической модели. Подсчет запасов нефти проведен объемным методом с оценкой средневзвешенных по объему подсчетных параметров раздельно для НЗ (нефтяная зона) и ВНЗ (водонефтяная зона), с учетом границ категорий и лицензионных участков.

По каждому участку подсчета рассчитывались: площадь, объем нефтенасыщенного коллектора, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора, объем нефти в пластовых условиях и его пересчет в стандартные поверхностные условия.

На каждом этапе моделирования проводилась оценка средних параметров по трехмерной модели (эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициента пористости, коэффициента нефтенасыщенности) для последующего представления их в таблице запасов и расчета величины геологических запасов.

Площадь нефтеносности определялись на структурных картах по кровле и подошве коллекторов по установленным уровням ВНК. Кровля и подошва пласта-коллектора в трехмерной геологической модели определяется по минимальной и максимальной гипсометрической отметке границы между ячейками коллектор-неколлектор.

Определение параметра площади нефтеносности залежей осуществлялось на основе построенных сеточных моделей залежей. Расчет производился в программном комплексе трехмерного геологического моделирования Irap RMS 9.0.6. и продублирован в комплексе картопостроений «IZOLINE».

Эффективные нефтенасыщенные толщины. По результатам интерпретации разрезов скважин по продуктивному пласту была построена трехмерная геологическая модель эффективного объема пласта – куб литологии.

Объем нефтенасыщенного коллектора (V_к) определен по цифровым трехмерным моделям (кубам) общего геометрического объема ячеек (V_BulkVol), расположенных выше поверхности водонефтяного контакта, и литологии (Lito) путем суммирования объемов коллектора в ячейках грида в пределах расчетных участков.

Величина геометрического объема (V_BulkVol) определяется геометрическим объемом элементарных ячеек трехмерного грида (V_i), составляющих нефтенасыщенную зону (Zal).

При этом объем ячеек, которые пересекает поверхность ВНК, рассчитывается согласно доли объема, расположенного выше контакта.

Куб литологии является дискретным параметром со значениями 0 – «неколлектор» и 1 – «коллектор». Таким образом, в расчете участвуют только объемы ячеек, которые соответствуют значению кода 1 – «коллектор».

В результате, получаем суммарный объем ячеек коллекторов, расположенных выше водонефтяного контакта, с учетом доли объемов ячеек в приконтактной зоне.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (h_эф.н) в пределах участков подсчета вычислялась делением объемов нефтенасыщенных пород, полученных интегрированием, на соответствующую им площадь:

Среднее значение для итоговых значений hн по зонам и категориям рассчитывалось по результатам суммирования объемов коллектора и площадей в соответствующих полигонах. Это позволило избежать погрешности в определении средних нефтенасыщенных толщин в целом для объекта, которые могли возникнуть при осреднении числовых значений толщин отдельных участков.

По результатам трехмерного геологического моделирования получены карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин.

Карта эффективных толщин трехмерной геологической модели получена в результате «сжатия» куба литологии. Данный алгоритм предполагает суммирование вертикальных размеров ячеек каркаса при условии заполнения их коллектором.

Карта нефтенасыщенных толщин рассчитана тем же способом, что и карта эффективных толщин, но с учетом водонефтяного контакта. Таким образом, в расчете участвовали ячейки только нефтенасыщенной части пласта. При этом вертикальная мощность ячеек, которые пересекает поверхность ВНК, рассчитана согласно доле объема, расположенного выше контакта.

Объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора (Vп) вычислялся по кубам общего геометрического объема (V_BulkVol), литологии (Lito) и пористости (Poro) в результате суммирования значений произведения этих параметров в ячейках выше водонефтяного контакта:

Коэффициент пористости (К_п) является результатом взвешивания куба пористости по объему нефтенасыщенного коллектора:

(2.32)

Среднее значение K_п по группе полигонов рассчитывалось после суммирования поровых объемов и объемов коллектора в соответствующих полигонах.

Двумерная карта пористости получена в результате осреднения величины параметра по ячейкам трехмерного грида на вертикальную проекцию, при этом в осреднении участвовали только ячейки-коллектора.

Коэффициент нефтенасыщенности определён по залежам и участкам по трехмерной модели нефтенасыщенности залежей. При построениях куба нефтенасыщенности использовалась модель переходной зоны. Таким образом, учтены зависимости насыщенности от ФЕС пород и превышения над уровнем водонефтяного контакта.

Для подсчета запасов приняты значения коэффициентов нефтенасыщенности, рассчитанные на основе объемной модели нефтенасыщенности залежей.

Объём нефти в пластовых условиях (V_н) определялся путем суммирования значений произведения кубов общего геометрического объема (V_BulkVol), литологии (Lito), пористости (Poro) и нефтенасыщенности (Sat).

Коэффициент нефтенасыщенности (К_н) определяется как средневзвешенное объема нефти по поровому объему нефтенасыщенного коллектора:

Среднее значение K_н по группе полигонов рассчитывалось после суммирования объемов нефти в пластовых условиях и поровых объемов в соответствующих полигонах.

Величина проницаемости является важным показателем, как при выделении эффективных толщин коллекторов, так и при оценке добывных возможностей пласта и коэффициента извлечения углеводородов из недр. Проницаемость определялась по керну и материалам корреляции ГИС.

По результатам послойного определения коэффициента проницаемости в скважинах создана трехмерная модель распределения параметра с учетом петрофизической зависимости Кпр=f(Кп).

Параметры, характеризующие физико-химические свойства нефти и газа. К таким параметрам относятся плотность нефти, пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе её из пластовых в поверхностные условия, и газовый фактор. Наиболее достоверными являются параметры, определенные при ступенчатом разгазировании пластовой нефти, которое выполнено в соответствии с технологией сбора и подготовкой нефти на промысле до уровня товарной продукции.

Плотность нефти, полученная при ступенчатом разгазировании глубинных проб, принята равной 0,833 т/м³.

Пересчетный коэффициент рассчитан по формуле:

θ = 1/b ,

(2.33)

где b - объемный коэффициент, доли единицы.

Значение пересчетного коэффициент принято равным 0,826.

Газосодержание пластовых нефтей определяется в промысловых условиях при исследовании через сепаратор и по глубинным пробам при разгазировании пластовой нефти. Для подсчета запасов принят равным 88 м³/т.

Объем нефти в поверхностных условиях (V_н^пов), т.е. начальные геологические запасы нефти (Q_геол), являются результатом приведения объема нефти из пластовых условий в поверхностные с привлечением величин плотности нефти и пересчетного коэффициента:

Результаты расчета V_н^пов и Q_геол имеют расхождения, которые связаны прежде всего с округлением вычисленных подсчетных параметров при определении Q_геол и отсутствием округлений на всех этапах расчетов V_н^пов.

Оказалось, что наиболее часто происходит занижение запасов при расчете через средние параметры по модели Q_геол относительно расчетов через удельный объем запасов V_н^пов.

Таким образом, по результатам трехмерного геологического моделирования, рассчитаны объемным методом и рекомендуются для подсчета запасов следующие основные подсчетные параметры:

• площадь нефтеносности;

• объем нефтенасыщенного коллектора;

• средняя эффективная нефтенасыщенная толщина;

• коэффициент пористости;

• коэффициент нефтенасыщенности.

Величины плотности нефти и пересчетного коэффициента, а также газового фактора и процентного содержания попутных компонентов, принимаются константными значениями.

Цифровая фильтрационная модель. При гидродинамическом моделировании использовались двухфазные модели BLACK OIL, созданные в программном комплексе «Tempest More» (компания «Roxar»).

Ремасштабирование (up-scaling) геологической модели. Общее количество ячеек в геологической модели Покамасовского месторождения более 40 млн., поэтому используется ремасштабирование - процесс с использованием методов осреднения и расчета эффективных параметров, позволяющий значительно сократить количество ячеек. Для проведения процедуры использовался программный комплекс «Irap RMS» (фирма «Roxar»).

При гидродинамическом моделировании используется более «грубая» сетка, что позволяет сократить время расчета. Поэтому при создании сетки для гидродинамического моделирования, размеры ячеек по вертикали укрупняются с учетом анализа однородности параметров ГИС, распределения литотипов в пределах каждого слоя, адекватности процессам фильтрации, происходящим в пласте, уменьшения времени счета.

Для учета вертикальной неоднородности пластов, при выборе количества слоев по вертикали использовались геолого-статистические разрезы.

Основной задачей осреднения является получение свойств для каждой ячейки гидродинамической сетки. Для ремасштабирования таких параметров как песчанистость, пористость и насыщенность использовался метод арифметического осреднения (Arithmetic), для проницаемости - метод диагонального тензора (Diagonal tensor).

Геологическая и гидродинамическая сетка являются сетками, описанными геометрией угловой точки (corner points), что приводит к тому, что соответствие между ячейками исходной сетки и ячейками конечной сетки может быть неточным. Поэтому необходим контроль качества трансформации геологической модели в гидродинамическую, основным критерием которого служит сравнение начальных балансовых запасов нефти.

Функции относительных фазовых проницаемостей являются неотъемлемой частью гидродинамической модели, которые обуславливают подвижность водонефтяной смеси при различных соотношениях фаз, динамику обводненности продукции скважин, характеристику вытеснения объекта и пр. За основу были приняты экспериментальные исследования по определению функций относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности в системе нефть-вода, проведенные на образцах керна скважин №№ 19Р, 414, 454, 864 (пласт ЮВ₁¹). При построении гидродинамической модели и адаптации ее на историю разработки также учитывались данные ОФП полученные по результатам гидродинамических промысловых исследований путем расчета зависимости относительной подвижности от обводненности пласта. Функции относительных фазовых проницаемостей, используемые в модели, являлись настроечным параметром и подбирались в результате адаптации модели к истории разработки.

В модели использовался принцип масштабирования концевых точек, когда в каждой ячейке функции относительных фазовых проницаемостей трансформируются в соответствии с остаточной водонасыщенностью, критической водонасыщенностью и остаточной нефтенасыщенностью. Для этого в модель введены кубы:

- остаточной водонасыщенности (SWL);

- критической водонасыщенности (SWCR);

- остаточной нефтенасыщенности (SOWC).

Куб остаточной водонасыщенности рассчитан по петрофизической зависимости:

Кво = 58.7 * Кпр^-0.19

В результате анализа экспериментальных данных по определению фазовых проницаемостей, проведенных на керне скв.454, удалось выявить функциональную зависимость между критической водонасыщенностью Кв*, характеризующего границу однофазного и двухфазного режима течения, и остаточной нефтенасыщенностью Кво:

Кв* = 0.7334 ^. Кво + 16.644

Для создания куба остаточной нефтенасыщенности использована зависимость, полученная по результатам последних исследований керна (2003-2004гг.) скважин №№ 111, 112, 708, 749, выполненных ООО "КогалымНИПИнефть»:

Кно = 0.02 * Кпр + 28.51

Средние значения коэффициента остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения при использовании данной зависимости составляют 0.291 и 0.510 соответственно, что хорошо согласуется с утвержденными в ГКЗ РФ величинами.

Адаптация фильтрационной модели на основе анализа истории разработки. Под адаптацией моделей понимается итерационный вычислительный процесс, приводящий к удовлетворительному соответствию между контрольными показателями реального процесса разработки залежи нефти и показателями построенных моделей.

На начальном этапе адаптации уточнялись проницаемость и гидропроводность пласта, функции относительных фазовых проницаемостей. В дальнейшем осуществлялась детальная настройка по скважинам.

В качестве критерия адекватности моделей фактическим показателям разработки выбиралось соответствие накопленных отборов нефти и жидкости по залежи в целом и по каждой скважине, динамики обводненности продукции скважин.

Расчет проводился на модели, включающей в себя всё Покамасовское месторождение.

Адаптация гидродинамической модели пласта ЮВ₁¹ осуществлялась по промысловым данным 862 скважин, по состоянию на 1.01.2009г., в том числе, как по добыче пластового флюида, так и по закачке воды в пласт.

Эксплуатация пласта ЮВ₁¹ Покамасовского месторождения ведется с апреля 1986 года. На 1.01.2009 г. накопленная добыча нефти залежи пласта ЮВ₁¹ составляет 26725.9 тыс.т, расчетная накопленная добыча нефти по геолого-гидродинамической модели составила 26984.5 тыс.т, процент расхождения расчетной и фактической накопленной добычи нефти на 1 .01.2009 г. составляет менее 1%. Накопленная добыча жидкости на 1.01.2009 г. по факту составляет 60826.4, по расчёту составила 60565.1 тыс.т, расхождение составляет 0.4%.

В гидродинамической модели выполнена настройка пластовых давлений по замерам пластового давления в скважинах. Осредненная динамика пластового давления по замерам в целом по объекту ЮВ₁¹ (9569 за-меров за весь период разработки) свидетельствуют об удовлетворительной настройке энергетики в гидродинамической модели.

Результаты адаптации модели залежи пласта ЮВ₁¹ по истории разработки Покамасовского месторождения представлены на рисунке 2.12.

Таким образом, цифровая фильтрационная модель Покамасовского месторождения адаптирована к реальным условиям разработки и может быть использована для прог-ноза технологических показате-лей, оценки конечной вели-чины КИН, а также для составления программы ГТМ на действующем и не рабо-тающем фонде.

Х арактеристика остаточных запасов нефти по данным геолого-гидродинамического моделирования. Одним из результатов геолого-гидродинамического моделирования является локализация перспективных зон для доизвлечения остаточных запасов, а также выявление не вовлеченных в процесс разработки участков пласта. Использование адаптированной фильтрационной модели позволяет запланировать эффективные геолого-технологические мероприятия, выполнение которых обеспечит извлечение остаточных подвижных запасов и повысит экономическую рентабельность разработки месторождения.

Для планирования ГТМ чаще всего используются карты текущего коэффи-циента нефтенасыщенности (рисунок 2.13) и текущих подвижных запасов (рисунок 2.13). Карты текущего коэффициента нефтена-сыщенности строятся стандартными методами по нефтенасыщенной части пласта с использованием взвешивания по поровому объему. Карты текущих под-вижных запасов строятся методом сумми-рования куба текущих подвижных запа-сов, определяемого по формуле:

,

(2.34)

где – текущие подвижные запасы нефти, тыс.т.;

– куб объема порового пространства нефтенасыщенного коллектора, тыс. м³;

– куб коэффициента нефтенасыщен-ности на дату проектирования, д. ед.;

– куб коэффициента остаточной неф-тенасыщенности, д. ед.;

θ – пересчетный коэффициент, учиты-вающий усадку нефти, доли единиц;

σ_н – плотность нефти в стандартных условиях, т/м³.

Основное количество подвижных запасов приурочено к западной части месторождения, там же находится бóльшая часть действующего фонда. Также перспективные участки расположены в стягивающих рядах центральной части месторождения и на севере правобережного участка. Остаточные подвижные запасы северной части связаны с неравномерностью выработки запасов при разработке двух пачек ЮВ₁^1А и ЮВ₁^1Б, это подтверждается проведенными исследованиями по определению профиля притока.

Комплексный анализ состояния разработки, промыслово-геофизических исследований и результатов моделирования (карт остаточных подвижных запасов) позволяет выработать общую концепцию мероприятий по повышению эффективности разработки и довыработки остаточных извлекаемых запасов:

- в западной части – расширение зоны форсированного отбора жидкости;

- в стягивающих рядах центральной части – выборочная реанимация неработающего фонда с зарезками боковых стволов в зонах высокой концентрации остаточных запасов, а также частичный вывод из бездействия нагнетательных скважин с целью восстановления системы поддержания пластового давления

- в северной части (в зонах наличия двух пачек) – проведение мероприятий по выравниванию профилей приемистости, увеличение объемов ПГИ.

2.16.9 Прогноз процесса разработки с помощью адаптированной адресной фильтрационной модели

Расчет вариантов разработки. Воспроизведение истории разработки с использованием симулятора дает возможность не только уточнить модель объекта, но и наметить ряд перспективных с точки зрения технолога прогнозных вариантов дальнейшей разработки объекта. С помощью геолого-технологической модели осуществляется прогноз технологических показателей этих вариантов разработки и оценивается их эффекивность, осуществляется выбор режимов работы скважин и ГТМ по управлению процессом разработки.

Последовательность действий:

- расчет базового варианта разработки;

- определение структуры подвижных текущих запасов;

- выбор способов эксплуатации скважин;

- выбор режимов работы скважин и ГТМ по управлению процессом разработки;

- прогноз процесса разработки при различных мероприятиях по регулированию процесса;

- расчет технологических показателей;

- расчет экономических показателей;

- выдача технико-экономических показателей по формам Регламента составления проектных документов на разработку неф­тяных и газонефтяных месторождений.

С помощью технико-экономического анализа выбирается оп­тимальный вариант управления процессом разработки на заданный период времени.

На базе модели фильтрации решается задача управления разра­боткой при следующих управляющих воздействиях:

- дебиты жидкости или забойные давления на скважинах;

- номера скважин, на которых необходимо произвести смену насосного оборудования;

- номера скважин, переводимых из добывающих в нагнета­тельные;

- номера проектных скважин и время их ввода в эксплуата­цию из бурения;

- координаты и время ввода в эксплуатацию из бурения скважин из некоторого допустимого множества, не предусмотрен­ного в предыдущем проекте разработки;

- координаты и времена ввода новых технологических объ­ектов - ДНС, КНС, РЗУ, систем нефтегазосбора и поддержания пластового давления.

Методы нахождения оптимальных управлений разработки мак­симально учитывают специфику уравнений фильтрации. Расчет оптимальных способов эксплуатации добывающих скважин произ­водится по технико-экономическому критерию. Выбираются такие способы добычи нефти, которые обеспечивают наименьшие затра­ты при соблюдении технологических ограничений на оборудование скважин и его соответствии условиям эксплуатации.

Производится также оптимизация динамики добычи нефти при заданной технологии разработки месторождения. Экономиче­ский эффект оптимизации динамики добычи нефти достигается за счет оптимального соотношения периода эксплуатации месторож­дения (срока извлечения запасов) и максимального уровня добычи нефти, газа, жидкости и закачки рабочего агента в пласт. Также учитывается соотношение вводимых мощностей (по добыче, тех­нологической подготовке нефти к транспорту, заводнению пла­стов, очистке сточных вод) и срока окупаемости капитальных вложений.

В фильтрационной модели, кроме того, производится оптими­зация режимов работы скважин, обеспечивающих в рамках утвер­жденного проекта разработки максимум суммарной добычи за пла­нируемый период.

На этой стадии моделирования к параметрам фильтрационной модели, характеризующим строение продуктивного пласта, добав­ляются геолого-промысловые и технические данные о конструкци­ях скважин, интервалах перфорации, месячных дебитах и расходах фаз, коэффициентах продуктивности, пластовых и забойных давле­ниях, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП.

Качество решения поставленной проблемы в большей степени определяется правильностью задания информации о скважинах. Для ввода исходных данных о скважинах должна присутствовать следующая информация: координаты скважины на сетке. В случае многопластовой залежи или горизонтальной скважины количество координат определяется числом вскрытых ячеек; номером скважины и принадлежности к группе по критериям управления; коэффициентом эксплуатации; коэффициентом продуктивности; радиусом скважины; скин-фактором.

Режим работы скважины на конкретные даты: забойное давление, давление на устье, депрессия, дебит нефти, дебит воды, дебит жидкости, дебит газа.

Задается лишь один из возможных режимов работы скважины, который может изменяться в процессе эксплуатации.

Расположение скважин и перфорация объектов. Каждая скважина может быть перфорирована в нескольких слоях продуктивного пласта. Связь между стволом скважины и каждым из вскрытых ее блоков задается на основе исходных данных. Данная скважина может иметь любое число вскрытых блоков.

Связи, принадлежащие данной скважине, могут располагаться не только по одной и той же вертикальной колонке блоков сетки (вертикальные скважины), но и по различным осям. Это позволяет создавать модели наклонных скважин. Кроме того, скважина может вскрывать несколько блоков сетки в пределах одного и того же самого слоя, позволяя моделирующей программе учитывать горизонтальные скважины. Естественно, для управления работой скважины следует использовать не только критерии для всей скважины, но и от­дельных ее блоков и слоев при трехмерном мониторинге разработки.

Моделирование автоматически прекращается, если все добы­вающие скважины отключены по заданному критерию или по дос­тижению заданного срока моделирования.

Контроль за разработкой осуществляется в программах автома­тически. Рекомендованные геолого-технологические мероприятия фиксируются в соответствующих выходных файлах.

Расчеты на модели позволяют описать характер и степень вы­работки запасов нефти на основании анализа полей распределения иасыщенностей флюидов и удельных остаточных запасов нефти, условия и особенности продвижения закачиваемых вод, степень охвата пластов воздействием рабочего агента, распределение оста­точных запасов нефти.

Расчет технологических вариантов разработки и представление результатов расчетов производятся в соответствии с [11].

Выбор способов эксплуатации скважин. Результаты гидродинамических расчетов обрабатываются для получения на их основе необходимых технологических проектных показателей в соответствии с требованиями отраслевых документов по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных место­рождений. Способы эксплуатации скважин определяются по суще­ствующей в отрасли методике: для каждой скважины по годам рас­четного периода определяются среднесуточный дебит и обводнен­ность продукции, на основании этих параметров из таблицы задан­ных технологических способов находится способ эксплуатации сква­жин для каждого года разработки.

Полученные в результате гидродинамических расчетов техно­логические показатели по скважинам преобразуются в результате суммирования в проектные показатели по участку: фонд скважин, добыча и закачка. При этом учитывается разделение скважин по их типам. В соответствии с обоснованной динамикой разбуривания и последовательности ввода в разработку отдельных участков рас­считываются технологические показатели разработки месторожде­ния. Эти показатели (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды, ввод скважин, их фонд и т. п.) определяются умножением соответ­ствующих значений показателей участков на ввод их в текущем году с последующим суммированием полученных результатов по годам ввода в разработку.

Варьированием ввода участков по годам разработки (измене­нием матрицы ввода) возможно получение разных технологических вариантов разработки, отличающихся темпом отбора запасов нефти, значением технологических показателей. По вводу и выбытию до­бывающих и нагнетательных скважин участков и вводу последних по годам разработки определяются ввод, выбытие и фонд вышена­званных скважин для месторождения; при этом производится округ­ление числа скважин до целого значения. Поскольку технологиче­ские показатели обрабатываемых участков часто занимают объем, превышающий оперативную память ЭВМ, считывание их из набора данных и обработка осуществляются частями — по типам участков.

На основе полученных суммарных показателей и дополнитель­ных параметров (ввода специальных скважин, глубины их бурения и т. д.) определяются технологические показатели разработки ме­сторождения в целом.

Расчет экономических показателей производится по методике экономической оценки технологических вариантов разработки, при­веденной в Регламенте составления проектных документов на раз­работку нефтяных и газонефтяных месторождений [11], или по ме­тодикам, принятым в нефтяных компаниях.

2.16.10 Постановка задачи исследования и методика расчета

текущих балансовых и извлекаемых запасов нефти

В последние годы методика расчета начальных балансовых и текущих запасов претерпела значительные изменения, заключающиеся в углублении и повышении достоверности определения па­раметров, формирующих модель расчета. В этой области плодотворно работали и работают такие известные исследователи, как В.Х. Ахияров, В.А.Бадьянов, Я.Н. Басин, Д.В. Булыгин, Б.Ю. Вендельштейн, Б.М. Орлинский, В.А. Новгородов, В.И., Р.А. Резванов, В.П. Петерсилье, А.Я.Фурсов, Э.М. Халимов, Хафизов Ф.З. и многие другие.

Основными формулами подсчёта начальных и извлекаемых запасов остается методика определения запасов нефти объемным методом, приведенная выше.

Остаточные запасы (балансовые или извлекаемые) представляют собой разницу между начальными запасами Q^нач и величиной, добытой с этой залежи (участка) нефти Q_Н, т. е. (Q^нач - Q_H).

Остаточные извлекаемые запасы залежи (участка) являются суммой остаточных извлекаемых запасов всех скважин этой залежи (участка):

(2.35)

где - уточненная эффективная нефтенасыщенная тол­щина, пористость и начальная нефтенасыщенность i-тых скважин, соответственно;

- уточненная плотность нефти, пере­счетный коэффициент и коэффициент нефтеизвлечения соответст­венно;

- накопленная добыча нефти по скважинам;

-уточненная площадь дренирования i-x скважин.

Однако, как будет показано ниже, многие параметры, входя­щие в уравнение (2.35), в последние годы претерпели суще­ственные изменения в методиках их определения.

Наибольшая дискуссия в последние годы происходит вокруг оценки достоверности базы данных ГИС, ГДИС и показателей истории разработки месторождения: дебиты, обводненность, давления, физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторские свойства нефтенасыщенных пород. Как отмечают В.З. Лапидус (ИНПЕТРО), Б.Т. Баишев (ВНИИнефть), М.М. Максимов (ВНИИнефть), О.П.Иоффе (ВНИИнефть), В.Д.Лысенко (РИТЭК), Ю.Е. Батурин (СургутНИПИнефть), нельзя полностью доверять той информации, которая формируется в начале разработки, без детального обследования изменения данных во времени в процессе эксплуатации залежи. Или, другими словами, когда месторождение на поздней стадии распалось на отдельные участки, зоны, тупики, линзы, их надо уточнять хотя бы по истории разработки. Расчет остаточных запасов и оценку степени выработанности объекта следует производить по уточненным параметрам ГИС и ГДИС.

Так, например, исследованиями С.А. Блинова установлено, что при петрофизических исследованиях при определении начальной пористости нефтенасыщенных кернов по существующей методике из керна вымываются карбено-карбоидные компоненты геолого-генетического происхождения, что вносит завышение пористости до 2 % порового объема при пористости 24 - 26 %, а при пористости 6 - 8 % завышение объема может составить до 15 % от результатов холодной экстракции. Для оценки влияния результатов определения коллекторских свойств образцов после холодной и горячей экстракции на точность подсчета балансовых запасов С.А. Блинов предложил следующую формулу:

(2.36)

где - пористость и коэффициент начальной нефтенасыщенности после горячей экстракции, доли единицы;

- пористость и коэффициент начальной нефтенасыщенности образ­цов после холодной экстракции, доли единицы.

Одновременно в работе С.А. Блинова было исследовано и из­менение остаточной водонасыщенности керна в выражении

SH=100-SOB (%),

(2.37)

где S_ов - коэффициент остаточной водонасыщенности, %.

Определение остаточной водонасыщенности керна разными авторами трактуется также неоднозначно. В связи с этим полученные экспериментальным путем данные по выражению (2.37) следует считать более достоверными.

В целом, анализируя эти исследования, отметим, что они достаточно близко согласуются и с данными И.Л. Мархасина и его учеников, а также других работ. Поэтому этот факт необходимо учитывать при построении геофизических палеток и при интерпретации геофизической информации.

А как обстоит эта проблема в условиях реальных скважин? Ответ может быть получен, если будет проведен анализ результатов изменения показаний приборов геофизических исследований и гидродинамических исследований скважин во времени на конкретном объекте. Суть анализа сводится к определению пористости по данным ГИС, в виде интерпретационных параметров m_НГК, m_АК, m_ГК при типизированной литологии и структуре порового пространства (НТК, АК и ГК - нейтронный, акусти­ческий и гамма - каротаж соответственно) в сопоставлении с данными ГДИС во времени. Отметим сразу, что в данном разделе речь пойдет не о методиках геофизических измерений и параметрах используемых для этого станций, а о результатах анализа геофизиче­ской информации, полученной на объекте различными видами исследований.

На основании анализа результатов исследований принято, что для терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения фактические коэффициенты пористости могут быть ранжированы в сторону занижения при определении в лабораторных условиях в режиме горячей экстракции, как и делалось для всех месторожде­ний, в интервале 18-22% на 0,6-0,8 пункта; в интервале 22-28 % - на 0,4-0,6 пункта. После уточнения начальных значений т исследование согласованности при определении т разными приборами и методами также является важным.

Если выражение (2.36) и позволяет вычислить завышение начальной пористости и водонасыщенности нефтенасыщенного керна, то оценить влияние суффозии, кольматации, биозаражения, мехпримесей и разрушения структуры порового пространства от техногенного воздействия по отдельным направлениям их влияния, например, на пористость, представляет определенные трудности. Поэтому более реальным представляется изучение изменения пористости от техногенного фактора проводить путем сопоставления осредненного изменения данных ГИС и ГДИС во времени, предполагая, что отклонения в определении начальной пористости и нефтенасыщенности имелись во всех видах ГИС (НТК, АК, ГК) и ГДИС, а изменения во времени в показаниях ГИС и ГДИС по отдельным направлениям были вызваны за счет техногенного воздействия.

Учет повышения точности определения эффективной нефтенасыщенной толщины и площади дренирования в таком случае будет определяться через средневзвешенный нефтенасыщенный объем по выражению:

(2.38)

который и в дальнейшем необходимо учитывать при построении карт остаточных нефтенасыщенных толщин.