Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Расположение скважин в пласте при проектировании разработки месторождений нефти и газа 9
1.1. Пути совершенствования технологий проектирования 9
1.2. Опыт проектирования и управления разработкой месторождений нефти и газа 11
1.3. Методы поиска рационального размещения скважин в продуктивном пласте 16
1.4. Контроль выполнения проектных решений на месторождении 27
1.5. Обоснование тематики диссертационной работы 31
Глава 2. Разработка методики и алгоритмов оптимизации расположения стволов скважин в продуктивном пласте 35
2.1. Постановка оптимизационной задачи 35
2.2. Экономическая модель для определения критерия оптимизации 36
2.3. Гидродинамическая модель для определения показателя целевой функции 37
2.4. Технико-технологические ограничения при поиске оптимальной траектории скважины 43
2.5. Обоснование метода решение задачи 47
2.6. Решение оптимизационных задач с помощью генетического алгоритма 56
2.7. Повышение эффективности поиска на основе объединения генетического алгоритма с другими методами 67
2.8. Структура разработанной методики для поиска рациональной траектории скважины в пласте 72
2.9. Методы снижения вычислительных затрат 79
2.10. Выводы 82
Глава 3. Проектирование расположения скважин в продуктивных пластах с применением разработанной методики оптимизации 83
3.1. Тестирование разработанной методики на синтезированных моделях фрагмента пласта 83
3.2. Анализ вариантов разработки пласта с различным расположением вертикальных скважин 88
3.3. Оптимизация расположение горизонтальной скважины в продуктивном пласте при разработке фрагмента месторождения 92
3.4. Поиск рациональной конструкции горизонтальной скважины для разработки сеноманских отложений на Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения 95
3.5. Выводы 99
Глава 4. Инструментальные средства для поиска рационального размещения скважин и контроля выполнения проектных решений на промысле 101
4.1. Реализация разработанных алгоритмов на компьютере 101
4.2. Прикладные средства для поддержки принятия решений при проектировании размещения скважин 102
4.3. Информационная система технико-технологического контроля строительства скважин 108
4.4. Программное обеспечение для мониторинга выполнения проектных решений на месторождении 121
4.5. Анализ выполнения проектной траектории скважины 135
4.6. Выводы 136
Заключение 138
Список литературы
- Методы поиска рационального размещения скважин в продуктивном пласте
- Гидродинамическая модель для определения показателя целевой функции
- Анализ вариантов разработки пласта с различным расположением вертикальных скважин
- Прикладные средства для поддержки принятия решений при проектировании размещения скважин
Введение к работе
Актуальность темы
Эффективность извлечения ресурсов из недр во многом определяется расположением нефтегазовых скважин. В случае разработки небольших и сложных по форме залежей с вертикальными и зональными неоднородностями принятие проектных решений на интуитивном уровне затруднительно и зависит от множества факторов.
Кроме того, для рациональной разработки неоднородного пласта необходимо избирательное вскрытие продуктивных зон с помощью горизонтальных скважин с пространственной траекторией. При гидродинамическом обосновании конструкций таких скважин потребуются дополнительные согласования с возможностями технологий бурения искривленных стволов. За ограниченное время проектировщикам необходимо создать и проанализировать множество вариантов разработки залежи с различной конфигурацией скважин, привлекая для этого большое количество моделей и методов.
Актуальность работы заключается в разработке эффективных математических алгоритмов и прикладных программ, используемых для поддержки принятия решений при оптимизации размещения скважин с пространственными траекториями в продуктивном пласте. Для решения отой нелинейной мультимодальной задачи применены стохастические эволюционные методы оптимизации и гидродинамическое моделирование сценариев разработки залежи.
Практика показывает, что нахождение рационального расположения скважины в коллекторе на этапе моделирования разработки пласта еще не гарантирует запроектированный уровень добычи. Ориентированная на практическое применение методика проектирования должна включать современные методы по контролю выполнения принятых решений на промысле. Кроме того, для построения адекватных моделей необходима объективная информация о свойствах исследуемых объектов оптимизации. Для этого потребуется разработка нового методического и информационного обеспечения.
Мировая нефтегазовая наука стоит перед задачей промышленной разработки небольших и сложных по геологическому строению месторождений нефти и газа. В этой связи разработка эффективных методов поиска расположения скважин и оптимизации их траекторий с учетом индивидуальных особенностей таких залежей являются актуальной задачей.
Цель работы
Совершенствование генетического алгоритма и создание на его основе новой методики поиска рационального расположения скважин в продуктивном пласте с использованием в едином вычислительном комплексе математических оптимизационных методов, гидродинамических моделей залежи и банка данных о размещении скважин.
Основные задачи исследований
Разработка и реализация эффективных алгоритмов поиска рациональных траекторий скважин в продуктивном пласте с использованием гидродинамических моделей пласта.
Создание новой методики и прикладных программных средств для оптимизации расположения и траекторий горизонтальных скважин на модели продуктивного пласта.
Изучение возможности использования разработанной методики, алгоритмов и прикладных программ в вычислительных экспериментах по оптимизации расположения скважин на различных моделях залежей.
Научная новизна
На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:
Разработана новая модификация гибридного генетического алгоритма, которая применена в методике поиска рациональных траекторий скважин на модели пласта.
Предложенные математические методы позволяют не только оптимизировать размещение скважин, но и находить рациональные пространственные траектории горизонтальных стволов индивидуально для каждой скважины.
Впервые объединена работа оптимизационного алгоритма по размещению скважин с программой моделирования разработки месторождений и модулем расчета пространственной траектории скважины, что позволило на одной стадии проектирования получать гидродинамически и технологически обоснованную конструкцию скважины.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решены на основе теоретических исследований, математических экспериментов и промысловых испытаний с использованием общих принципов системного анализа, теории и технологии проектирования разработки газовых месторождений, методов теории фильтрации, численных методов решения нелинейных дифференциальных уравнений, теории вероятностей, теории информации и экспертного анализа, стохастических и эволюционных методов решения оптимизационных задач.
Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов оптимизации нелинейных дискретных задач, разработкой вычислительных алгоритмов на базе эволюционных методов, проведением тестовых расчетов, результаты которых согласуются с экспериментальными исследованиями и удовлетворяют апробированным критериям в области проектирования размещения скважин.
Практическая значимость
Создан единый комплекс прикладных программных средств для проектирования сценариев разработки залежи, работы с гидродинамическими моделями пластов, автоматизации поиска рационального размещения скважин, анализа выполнения проектных решений по траектории скважины, накопления промыслового опыта.
Разработанные методики протестированы на гидродинамических моделях фрагментов месторождений. Показано, что структура алгоритма поиска не зависит от отличительных свойств различных моделей залежей. Полученные результаты оптимизации размещения скважин хорошо объяснимы с позиций известных в практике проектирования технологических критериев.
Внедрение результатов диссертации в производственной деятельности ОАО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» более чем на 100 объектах 17 месторождений Западной Сибири и Европейского Севера обеспечило дополнительный экономический эффект в размере 2 млн. руб.
Защищаемые положения
Методика поиска оптимального расположения ствола вертикальной или горизонтальной скважины в продуктивном пласте с гидродинамическим и технологическим обоснованием ее траектории.
Гибридный генетический алгоритм, включающий локальный поиск решений в пределах текущей итерации с определением значения целевой функции на основе анализа истории поиска, что замещает трудоемкие вычисления на гидродинамической модели залежи.
Результаты применения разработанной методики при проектировании и оптимизации расположения скважин на моделях продуктивных пластов.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах: научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», г. Тюмень, 2002;
5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003; ежегодной научной конференции издательского дома «Нефть и Капитал», г. Москва, 28 января 2003; - 5-й Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 23-26 сентября 2003; - научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», г. Москва, 30-31 марта 2004; научно-технической конференции «Оренбургский газохимический комплекс. Современное состояние, проблемы и перспективы развития», г. Оренбург, 2004 г.; - 4-м Международном семинаре «Горизонтальные скважины», г. Москва, 22-23 ноября 2004; - научно-практической конференции «Строительство многозабойных, направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ: современные информационно-технологические решения» издательского дома «Нефть и Капитал» и ВНИИБТ, г. Москва 24 июня 2005; - VI конференции «Новые технологии в газовой промышленности», г.
Москва 27-30 сентября 2005; - Всероссийском конкурсе инновационных проектов аспирантов и студентов по приоритетному направлению «Информационно-телекоммуникационные системы» в рамках Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы (2006-РИ-18.0/007/018). ФГУ ГНИЙ ИТТ «Информика». 2006;
10-й Европейской конференции «Mathematics in Oil Recovery» (EAGE ECMOR X), Амстердам, 4-8 сентября 2006;
Международной нефтегазовой конференции и выставке SPE «Мир технологий для уникальных ресурсов», г. Москва, 3-6 октября 2006; - технических советах научных, проектных и производственных предприятий ОАО «НИПЦ ГНТ», ВНИИГАЗ, ООО «Юрхаровнефтегаз», ЗАО НПП «Сагор», ОАО «Новатэк», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКойл», научно- технических семинарах кафедры РиЭГГКМ и кафедры ПМиКМ РҐУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Публикации
По результатам всех исследований автора опубликована 21 работа, включая 2 патента на полезную модель и 2 свидетельства об официальной регистрации программы для ЭВМ.
Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., профессору В. В. Кульчицкому за помощь в работе над диссертацией.
Автор выражает признательность д.т.н. Ермолаеву А.И., д.т.н. Калинину
А.Г., а также к.т.н. ]Королько Е.И.|, к.э.н. Сазонову А.А., к.т.н. Бронзову А.С., Кузнецову Б.П. за поддержку и ценные советы в написании научной работы, к.т.н. Нифантову А.В. за помощь и участие в создании гидродинамических моделей месторождений, Александрову В.Л. за консультации по разработке прикладных программ, к.т.н. Иткину В,Ю, за практические советы по математическому обеспечению работы.
Автор благодарит сотрудников предприятий, участвовавших во внедрении положений диссертации.
Методы поиска рационального размещения скважин в продуктивном пласте
К настоящему времени имеется обширное количество теоретических работ, посвященных проблеме рационального размещения вертикальных и горизонтальных скважин в продуктивном пласте.
Во второй половине 20-го века отечественная наука стояла перед задачей разработки крупных газовых и газоконденсатных залежей Западной Сибири, для чего необходимо было разработать комплексные теоретические основы. В геологическом плане месторождения характеризовались большими толщинами продуктивных пластов и достаточно однородным строением. Для разработки таких коллекторов применимы системы вертикальных скважин, для размещения которых были определены основные критерии и рассчитана эффективность применения той или иной расстановки.
Известны гидродинамически равномерные и неравномерные системы размещения скважин [36, 53, 56, 73, 164], а также расположение скважин в соответствии с квадратными и треугольными сетками. С точки зрения гидродинамики рационально располагать скважины равномерно по площади газоносности. Однако для сокращения длины шлейфов трубопроводов, коммуникаций, подъездных путей и т.п. широкое распространение получило концентрированное расположение скважин.
В соответствии с общепринятыми критериями разработки неоднородных залежей, скважины размещаются в зонах с благоприятной проницаемостью и максимальной мощностью продуктивного пласта [60, 115]. Для определения эффективности варианта размещения скважин в некоторых работах использовался коэффициент газоотдачи [5, 58, 59, 120].
В случае водонапорного режима эксплуатации неоднородной залежи большое значение имеет распределение интервалов (зон) вскрытия вертикальной (горизонтальной) скважиной. Основными критериями является равномерное падение пластового давления и равномерное дренирование всех вскрытых пропластков с постепенным подтягиванием водяного фронта к перфорациям скважины. Здесь применимы несколько методов:
1. Отработка пластов снизу-вверх (после обводнения нижележащих
перфораций они закрываются, скважина повторно перфорируется для дренирования вышележащего интервала).
2. Использование нескольких сеток размещения скважин для разных интервалов продуктивного пласта.
3. Последовательное (ступенчатое) вскрытие нескольких продуктивных интервалов одним стволом горизонтальной скважины пропорционально их фильтрационно-емкостным свойствам.
4. Применение неравномерной перфорации или фильтра-концевика с неравномерной по длине проницаемостью.
5. Использование метода одновременно-раздельной эксплуатации различных по свойствам продуктивных горизонтов с помощью одной скважины с вложенными друг в друга НКТ.
6. Использование постоянно-действующих забойных клапанных систем, регулирующих добычу из различных зон вскрытого пласта.
Для решения задачи оптимизации размещения скважин необходимо определить число добывающих и нагнетательных скважин, места размещения и порядок ввода их в эксплуатацию, а также режимы работы скважин. При этом необходимо учитывать экономические, технико-технологические и экологические ограничения. В качестве меры эффективности обычно рассматривают коэффициент газоотдачи, чистый дисконтированный доход и др.
В различных применениях и постановках эта задача решалась многими авторами [16, 32, 38,51, 52,61, 76,77, 78, 120,140, 141].
Использование математических методов и ЭВМ сокращает сроки разработки проектов генеральных схем обустройства, трудовые затраты на проектирование и повышает качество проектных решений. Система проектирования генеральных схем промыслового обустройства предусматривает сочетание точных математических методов с опытом проектировщика на ЭВМ [40]. При этом проектировщик имеет возможность проверить и выбрать наилучший вариант до внедрения, анализируя любые интересующие его проектные решения на компьютере.
Задача размещения скважин решается с учетом неоднородности территории, глубины залегания пластов, расположения земляных карьеров, из которых моно взять грунт для отсыпки кустовых площадок, ограничений на отход от вертикали при бурении для каждого пласта, изменения стоимости кустовой площадки в зависимости от числа скважин, входящих в куст, от категории территории, изменения стоимости бурения в зависимости от глубины бурения и отхода от вертикали.
В процессе разбуривания и эксплуатации месторождения углеводородов уточняются основные геолого промысловые характеристики продуктивной залежи, свойства насыщающих ее флюидов и компонентоотдача продуктивных пластов. Следовательно, необходимо корректировать проект в любой необходимый момент времени, т. е. осуществлять динамическое проектирование [40].
Проект генеральной схемы обустройства месторождения представляет собой взаимосвязанную совокупность технологических систем. В качестве основных технологических систем рассматривают следующие системы: 1. система кустования скважин (при наклонно-направленном бурении); 2. система сбора и транспорта нефти и газа; 3. система поддержания пластового давления (при закачке воды в пласт в случае разработки нефтяных месторождений); 4. система электроснабжения; 5. система автомобильных дорог.
Отметим место настоящего исследования и круг решаемых в нем задач в приведенной выше совокупности систем. Предполагается решение задачи оптимизации расположения скважин в пласте с учетом известных на предыдущем этапе проектирования площадок кустования скважин, что накладывает ограничения на места расположения скважин. Эти ограничения могут быть заданы в виде возможных районов заложения скважин в пласте, задаваемых несмежными интервалами по вертикали и латерали. Далее варьируя типом, количеством и расположением скважин в коллекторе производятся расчеты основных показателей разработки месторождений с применением математических методов моделирования гидродинамических процессов.
Гидродинамическая модель для определения показателя целевой функции
Как было показано выше, критерий оптимизации f зависит от динамических показателей разработки qgp(trx и qWp(t,Xn). Эти показатели вычисляются по результатам предварительного гидродинамического моделирования сценария разработки месторождения с используемой расстановкой скважин хл. В процессе оптимизации вариантов размещения скважин и выбора наилучшего необходимо иметь удобные инструменты по расчету показателей разработки каждого варианта.
Ниже будут описаны традиционные подходы и математические методы по гидродинамическому моделированию разработки месторождений углеводородов, а также приведена используемая в данной работе постановка задачи по моделированию процессов фильтрации флюидов в пористых средах.
Современная теория разработки месторождений природных газов основывается на численном интегрировании дифференциальных уравнений, описывающих процессы неустановившейся фильтрации флюидов в продуктивных пластах. Решение систем уравнений находится с использованием средств вычислительной математики [4, 44, 49, 54, 79, 113]. Нами будет рассмотрен случай изотермической фильтрации. Далее будет описана математическая модель и численные методы решения, используемые в данном исследовании.
В работе рассматривается двухфазная, двухкомпонентная изотермическая фильтрация газа и воды в трехмерном пространстве с учетом анизотропии коллекторских свойств пласта. В этом случае закон сохранения массы данной системы имеет следующий вид [54, 58] (для краткости записи хп будем опускать): д_ ы tfiA(vp--AgVA) + Q!, l = g,w, (2.1) YFPAS. где a - номер фазы (газ, вода); / - номер компонента; ра - давление в а-ой фазе в точке пласта с координатами х, у и z в момент времени t; р, С, // -плотность, растворимость /-го компонента в а-ой фазе и коэффициент динамической вязкости а-ой фазы; ка - относительная фазовая проницаемость для а-ой фазы; К- коэффициент проницаемости; m - коэффициент пористости; Sa - насыщенность а-ой фазой; Q (t) - массовая плотность отбора 1-го компонента из единицы объема пласта в момент времени t; д - ускорение свободного падения; h - высотная отметка центра масс (барицентра) ячейки сетки.
Для решения системы дифференциальных уравнений (2.1) задаются начальные и граничные условия, замыкающие соотношения и зависимости свойств флюида от давления и пористой среды, от коэффициентов насыщенности фаз и давления. Пространство представляется в дискретном виде как сетка с конечным числом ячеек, в которых определяются средние значения давлений и насыщенностей для всех фаз.
Каждая ячейка сетки задается параллелепипедом с объемом ЛУ\, ;, к =AxrAyyAzk, где Ах/, Лу-}, Azk- размеры ячейки. Интегрируем уравнение (2.1) по выделенному сеточному элементу и по времени (от момента времени /, временного слоя п, до момента времени t+At, временного слоя л+1), используя теорему Гаусса-Остроградского: (Е Ц -лдул), г ([[х 0сі5д]+д , (2.2) где Г- площадь поверхности контрольного объема AVjj, к, я- нормаль к Г. Учитывая, что Sw + Sg - 1, временная составляющая дискретизируется следующим образом: приближенный вектор решения ґ. В качестве начального приближения на новом временном шаге выступает решение на конец предыдущего временного шага. Новую оценку решения определяем из условия, что (2.17) должно выполняться для новой оценки решения, тогда: F(jtv+&V)=Q. (2.18) При разложении (2.18) в ряд Тейлора и отбрасывании слагаемых с порядком малости выше первого, получаем [207]: F(xy)+Fx(xv)utv=0. (2.19) Перегруппировывая слагаемые, находим соотношение для &"; ?,( № =-?( "} (2-20) Таким образом, слева в выражении (2.19) стоит произведение матрицы Якоби J = j (jcv) системы уравнений (2.17) по фазовым переменным задачи, состоящей из частных производных уравнений (2.16) по фазовым переменным задачи, на искомое приращение tibtv. С правой стороны формулы (2.20) располагается вектор разрешаемых разностных уравнений (2.16) при текущем значении фазовых переменных задачи ґ, являясь известной величиной. Правая часть в формуле (2.20) должна стремиться к нулю в процессе решения нелинейной задачи (2.17), поскольку решение на (л+1)-ом временном шаге должно обращать левую часть (2.17) в ноль.
Система (2.20) в силу способа ее получения является линейной. При решении системы линейных уравнений (2.20) находится новая оценка xv =xv + &c на (л+1)-м временном шаге. После каждой итерации проверяется выполнение критерия сходимости метода Ньютона.
При решении задачи (2.20) наиболее удобен подход, основанный на сравнении приращения &г с заранее заданным набором параметров критерия сходимости. Если приращение S" становится покоординатно менее указанных значений точности, то критерий сходимости считается выполненным. После удовлетворения критерию сходимости на данном временном шаге можно переходить к следующему шагу и повторять на нем отмеченную последовательность рассуждений и операций. Полученная система линейных уравнений решается итерационным методом Orthomin [207,215].
Далее будет описан метод моделирования работы скважин. В ячейках, вскрытых скважинами, рассматриваем два давления: давление в центре разностного блока, определяемого из решения разностных уравнений фильтрации, и забойное давление в скважине. Перепад между этими давлениями определяет приток газа и воды к скважине в рассматриваемой ячейке. Дебит компонентов вычисляется по неявной схеме, учитывая забойное давление в скважине в единой схеме вместе с фильтрационными уравнениями:
Анализ вариантов разработки пласта с различным расположением вертикальных скважин
На рис. 3.5 изображен 1-й слой в проекции XY сеточной модели залежи, где точками обозначены забои вертикальных скважин. На 1-м шаге эволюции ГА показано первоначальное размещение 3-х скважин, достаточно далекое от оптимального.
В процессе оптимизации на 11-м шаге эволюции с помощью ГА скважины размещаются более рационально, равномерно охватывая площадь залежи. Схожие результаты получаются при использовании начального размещения скважин, полученного с помощью метода ЗС. Это дает существенную вычислительную экономию в отсутствие запусков пакета ГДМ для 11 первоначальных шагов эволюции.
По результатам математических экспериментов выявлено, что применение метода ЗС до запуска ГА дает экономию вычислительных затрат 14-29% за счет эволюции индивидов с достаточно хорошего начального решения.
На последующих шагах эволюции удачное решение развивается и, начиная с 51-го шага, вычисление фитнесса происходит с помощью матрицы феромона без использования запуска пакета ГДМ. На последующих 20 шагах находится решение, фитнесс которого на 8% лучше, чем фитнесс 51-го шага эволюции ГА. Далее эволюция прерывается, т.к. не наблюдается хотя может оказаться менее выгодным бы незначительное улучшение текущего решения.
Найденное на 51-м шаге окончательное решение соответствует общепринятым критериям при проектировании разработки подобных залежей.
На таком простом примере мы показали, что разработанная методика работает и самостоятельно находит рациональное решение, для поиска которого необходим технологический опыт и понимание в данной предметной области, т.е. работа человека.
На рис. 3.6 приведено несколько графиков, характеризующих зависимости показателей эффективности разработки (фитнесса и величины накопленной добычи газа) от количества размещаемых в модели залежи скважин и метода решения задачи. Мы видим, что гибридный метод (ГА+ЗС+М) находит наиболее эффективную расстановку скважин с наилучшими показателями разработки. По диаграмме видно, что с ростом количества размещаемых скважин в модели эффективность гибридного метода увеличивается (по сравнению с обычным ГА или комбинации ГА+ЗС). По характеру графика фитнесса можно определить, что использование 3-х скважин достаточно и оптимально, хотя большее количество скважин и дает лучшие показатели разработки. Это происходит по причине того,
Далее были проведены математические эксперименты по оптимизации размещения одной горизонтальной скважины (ГС) в аналогичной модели, где количество горизонтальных слоев увеличено до 4-х. Показатель вертикальной анизотропии для всех пропластков был задан одинаковый и равный 0,001.
Рис. 3.10 иллюстрирует фрагменты процесса оптимизации (полученные конфигурации ГС на сетке модели). На рис. 3.10 (А) приведено расположение ГС на начальных этапах поиска, на рис. 3.10 (В) - конечное расположение ствола ГС. Контрастным цветом выделены активные ячейки сеточной модели. Число слоев по оси Z увеличено до 4-х. Сверху приведен 1-й слой модели залежи в проекции XY, снизу проекции XY и XZ.
Фрагменты процесса оптимизации (полученные конфигурации ГС на сетке модели) Длина горизонтальных стволов колебалась от 100 до 2000 м. В процессе 167-ми оптимизационных шагов ГС приняла наклонную форму со вскрытием 3-х пропластков. Это обусловлено высоким коэффициентом вертикальной анизотропии, в результате чего потоки флюидов в вертикальной плоскости сильно ограничены. Для повышения компонентоотдачи (фитнесса) в процессе эволюции получили развитие варианты размещения ствола скважины, при которых вскрываются все пропластки залежи и обеспечивается максимальный приток флюидов в горизонтальной плоскости.
На рис. 3.11 приведена трехмерная модель небольшой залежи с пространственной траекторией горизонтального ствола скважины. В данном случае ствол вскрывает два пропластка и охватывает по дуге всю площадь фрагмента пласта, обеспечивая оптимальное дренирование с учетом имеющихся зональных и вертикальных неоднородностей.
Другая серия экспериментов иллюстрирует поиск расположения многосегментной горизонтальной скважины во фрагменте пласта с 400 активными ячейками (Рис. 3.12). Слева изображены карты абсолютной проницаемости второго слоя модели для разных шагов эволюции. Справа приведено вертикальное сечение модели (карты абсолютной проницаемости) вдоль ствола горизонтальной скважины. По условиям максимальная длина ГС не должна превышать 700 м. Максимальное количество итераций эволюции было задано равным 80. В качестве критерия оптимизации рассматривался показатель накопленной добычи газа.
На рис. 3.13 - 3.14 показаны изменения основных показателей разработки в процессе оптимизации размещения горизонтальной скважины.
Как видно из графиков, оптимизированный вариант размещения скважины позволил увеличить фитнесс по сравнению с базовым на 26%. При этом пластовое давление падало более равномерно, а добыча шла по более пологой кривой.
С учетом дисконтирования полученного дохода от добытой продукции конечный вариант, чем базовый, у которого в начальные 2 года разработки наблюдаются лучшие показатели добычи. Это показывает, что при изменении критерия оптимизации со стоимостной экономической модели на технологический (суммарная добыча газа) развитие вариантов размещения скважины происходит по-разному.
Прикладные средства для поддержки принятия решений при проектировании размещения скважин
Прикладной программный продукт для моделирования вариантов разработки пласта и автоматизированного поиска рационального размещения скважин разработан с использованием преимуществ современных Интернет-технологий. Это позволяет объединить в единое рабочее пространство пользователей, расположенных на отдаленном промысле и в центрах проектирования.
Из существующих аналогов можно выделить новейшую зарубежную технологию [183], недавно представленную на ведущих нефтегазовых конференциях и выставках. Безусловно, коммерческая разработка ведущей инжиниринговой компании мира Landmark Graphics (подразделение Halliburton) представляет собой мощнейшее средство для поддержки принятия решений при оптимизации разработки месторождений нефти и газа.
Однако его стоимость и требования к квалификации персонала высоки. Кроме того, вариация решений задачи организована на основе готовых шаблонов, что не всегда применимо к конкретной практической ситуации. Это делает актуальной разработку методических и программных аналогов, включающих оригинальное решение некоторых специфических вопросов, не предусмотренных в [183].
Графический интерфейс пользователя и внутренняя логика разработанной нами прикладной программы реализованы на основе технологий HTML и РНР, что существенно отличает ее от [183].
В программный комплекс входят: 1. ядро гидродинамического моделирования; 2. генератор вариантов расстановки скважин на основе гибридного генетического алгоритма; 3. модуль взаимодействия гидродинамического пакета и модуля оптимизации; 4. база данных начальной информации и результатов расчета; 5. пакет визуализации результатов расчета. Диаграмма взаимодействия модулей показана на рис. 4.1.
Перед началом решения задачи необходимо создать модель залежи в (1). Для чего задаются параметры сеточной области модели, вводятся начальные и граничные условия, в каждой ячейке задают начальные свойства пластовых флюидов, вводятся зависимости свойств флюидов и пористой среды от различных термобарических параметров, задаются критерии сходимости вычислительного метода, вводится начальная расстановка, режимы и график работы скважин.
Исходные данные по моделированию пластов группированы по проектам, информация которых хранится в базе данных (4). Для ввода информации используются графические формы (рис. 4.2, 4.3). Информация, вводимая с помощью первой формы (рис. 4.2), определяет пространство поиска для размещения скважин в пласте. В некоторых случаях она может быть дополнена априорными данными, если проектировщик знает предполагаемые районы размещения скважин.
На практике для анализа различных сценариев разработки залежи проектировщику необходимо создавать множество вариантов модели, отличающихся только информацией, многократно изменяемой с помощью второй формы (рис. 4.3). Разработанный алгоритм и прикладной модуль (позиция (2) на рис. 4.1) позволяет автоматизировать эту работу. Ниже будут рассмотрены основные принципы такой работы.
Для автоматизированного решения оптимизационной задачи размещения скважин в модуле (2) задается (см. рис. 4.4 и рис. 4.5)): 1. вид решаемой задачи (предложены 2 прикладные задачи и одна тестовая с периодической тригонометрической функцией, экстремумы которой на исследуемом интервале легко вычислить аналитически); 2. наименование проекта с моделью залежи; 3. модификация вычислительного метода (полный перебор, ЗС, МС, ГА, ГА+ЗС или ГА+ЗС+М); 4. параметры критерия оптимизации (стоимостная экономическая модель); 5. требования по максимально допустимой интенсивности искривления ствола скважин; 6. количество и параметры исследований (запусков оптимизационного процесса); 7. требования к остановке оптимизационного процесса (максимальное количество итераций либо допустимое время расчета).
Рассмотрим принцип действия модуля (2) поподробнее. После задания необходимых начальных параметров формируется исходная популяция индивидов, состоящая из хромосом, в которых в двоичном виде закодирована информация о размещении скважин. С помощью модуля сопряжения (3) вычисляется фитнесс каждой хромосомы популяции. Для этого она декодируется в формат используемого пакета моделирования. Реализована поддержка программного продукта моделирования [125]. Однако модуль сопряжения может быть легко дополнен шаблонами импорта/экспорта для любых других коммерческих пакетов, использующих в качестве файла инициализации открытый формат.
В исходном файле инициализации за ввод данных по скважине отвечают секции WELLINIT, TIME_START, TIME_STOP, SAVESTEP, WPROD, WINJ, WCOMPL, WPERF. Информация из хромосомы декодируется в набор этих ключевых слов и числовых значений параметров. После формирования исходного файла на веб-сервере в фоновом режиме через специальный модуль запускается исполняющий модуль (ядро) гидродинамического пакета как отдельная сессия. Это позволяет различным пользователям работать параллельно и запускать оптимизационный процесс независимо друг от друга.
