Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 - Анализ текущего состояния автоматизации процесса выбора геолого-технических мероприятий на месторождении 11
1.1 Актуальность темы исследований 11
1.2 Анализ использования гидродинамического моделирования для выбора параметров геолого-технических мероприятий 16
1.3 Цель и задачи исследования 39
Глава 2 - Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий 42
2.1 Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, как элемент системы контроля и управления процессами разработки месторождений 42
2.2 Выбор параметров геолого-технических мероприятий на месторождении методом анализа иерархий Т. Л. Саати 52
2.3 Оценка потенциала добывающих скважин с использованием гидродинамических моделей нефтяных месторождений 58
Глава 3 - Решение задачи выбора параметров геолого-технических мероприятий на двухпластовом месторождении 76
3.1 Задача выбора порядка выработки пластов для каждой скважины 76
3.2 Задача выбора схемы размещения дополнительных скважин с учетом их переводов между пластами 88
3.3 Общая структура модулей обработки данных гидродинамического моделирования 98
Глава 4 - Экспериментальная проверка эффективности предложенных алгоритмов 107
4.1 Применение гидродинамического моделирования при экспериментальной оценке эффективности 107
4.2 Экспериментальная проверка функционирования модуля выбора порядка выработки пластов 116
4.3 Экспериментальная проверка функционирования модуля выбора схемы размещения скважин с учетом их переводов 128
4.4 Перспективы использования данного класса систем принятия решения 139
Заключение 142
Литература 143
- Актуальность темы исследований
- Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, как элемент системы контроля и управления процессами разработки месторождений
- Задача выбора порядка выработки пластов для каждой скважины
- Применение гидродинамического моделирования при экспериментальной оценке эффективности
Введение к работе
Актуальность темы
В процессе развития энергетики, транспорта и химической промышленности возрастают потребности в увеличении объемов добычи нефти, что осложняется трудноизвлекаемыми природными ресурсами, так как процесс добычи нефти постепенно приводит к увеличению среди разрабатываемых залежей трудноизвлекаемых запасов, что неизбежно ведет к необходимости внедрения новых технологий по интенсификации добычи нефти для сохранения и увеличения уровней добычи нефти.
Для увеличения коэффициента извлечения нефти из нефтяных месторождений производят различные воздействия на пласт. Эти воздействия на нефтяной пласт являются основным инструментом и называются геолого-техническими мероприятиями (ГТМ). Выбор параметров геолого-технических мероприятий является ответственным этапом процесса воздействия на нефтяные пласты, так как от этого зависит эффект от их проведения.
В процессе разработки нефтяного месторождения происходит постоянный процесс изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые, в свою очередь, влияют на динамику добычи нефти из скважин, поэтому необходим учет взаимовлияния скважин в динамике.
Основной статьей затрат по разработке нефтяного месторождения является проведение ГТМ, поэтому выбор параметров ГТМ должен производиться с учетом максимального числа факторов для снижения потерь.
Таким образом, автоматизация выбора рациональных параметров геолого-технических мероприятий является актуальной задачей для нефтедобывающей промышленности.
Цель работы
Разработать автоматизированную систему поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, концепцию, алгоритм и его программную реализацию, позволяющие автоматизировать выбор схемы размещения дополнительных скважин и порядок приобщения (выработки) пластов с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели нефтяного месторождения. Оценить эффективность предложенной автоматизированной системы принятия решения.
Задачи исследования
Для достижения поставленной цели требуется решить следующие задачи:
1. Разработать концепцию выбора параметров геолого-технических мероприятий с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета геологических и гидродинамических свойств в динамике.
Разработать структуру автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.
Разработать алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового нефтяного месторождения.
Разработать алгоритм выбора схемы размещения дополнительных скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом сложившихся свойств эксплуатируемых пластов и возможности прогнозирования эффективности приобщения пластов этими скважинами в дальнейшем.
Провести экспериментальную проверку функционирования системы принятия решения с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели и оценить эффективность ее функционирования.
Методы решения
Для решения поставленных в работе задач использовались методы теории фильтрации, системного анализа, информационной теории систем и теории информации. Использовались программные средства Borland Delphi 6.0, Schlumberger Eclipse 2005a_l, Golden Software Surfer 8.0.
На защиту выносятся:
Концепция выбора параметров геолого-технических мероприятий с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета геологических и гидродинамических свойств в динамике.
Структура автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.
Алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового нефтяного месторождения.
Алгоритм выбора схемы размещения скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом сложившихся свойств эксплуатируемых пластов и возможностью в дальнейшем изменения приобщения пластов.
Результаты экспериментального исследования выбора схемы размещения скважин и порядка переводов скважин с использованием гидродинамической модели Лемпинской площади Салымского месторождения.
Научная новизна результатов
1. Новизна концепции выбора параметров геолого-технических мероприятий заключается в том, что выбор при планировании параметров геолого-технических мероприятий осуществляется с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета объемного распределения геологических и гидродинамических свойств нефтяных пластов, с использованием предло-
женной в работе функции оценки эффективности, что позволяет учесть сложившуюся картину фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин в динамике.
Новизна структуры предложенной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий заключается в введении в структуру системы контроля и управления процессом разработки месторождений подсистемы поддержки принятия решения и подсистемы выбора параметров геолого-технических мероприятий, что позволяет автоматизировать выбор параметров геолого-технических мероприятий.
Новизна предложенного алгоритма выбора порядка выработки (приобщения) пластов заключается в том, что выбор производят в процессе имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых пластов и предыстории геолого-технических мероприятий, что позволяет повысить эффективность геолого-технических мероприятий за счет учета взаимовлияния скважин.
Новизна предложенного алгоритма выбора схемы размещения дополнительных скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения заключается в том, что выбор производят в процессе имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых пластов и повышения приобщения пластов этими скважинами в дальнейшем.
Практическая ценность полученных результатов
Практическая ценность разработанной автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий заключается в возможности выбора параметров геолого-технических мероприятий с учетом сложившихся фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин в динамике путем использования гидродинамических моделей, что позволит значительно повысить экономическую эффективность от проведения геолого-технических мероприятий.
Разработан модуль сбора, обработки и визуализации результатов имитационного моделирования (программа для ЭВМ №2005611306 «Helper»), выполняющий задачу помощника в адаптации гидродинамических моделей и позволяющий загружать данные из различных гидродинамических симуляторов для их дальнейшего анализа.
Результаты экспериментальной проверки функционирования автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий на примере гидродинамических моделей Лемпин-ской площади Салымского месторождения подтвердили ее эффективность.
Апробация работы и публикации
Основные положения и результаты, полученные в работе, докладывались на следующих научно-технических конференциях:
Международной молодежной научно-технической конференции «Интеллектуальные системы управления и обработки информации». Уфа, 2001.
Шестой международной молодежной научно-технической конференции «Интеллектуальные системы». Саратов, 2003.
Международной научно-технической конференции «Computer Science and Information Technologies». Уфа, 2005.
Второй всероссийской международной научно-технической конференции с международным участием «Мехатроника, Автоматизация, Управление». Уфа, 2005.
Первой научно-практической конференции «Повышение эффективности производственного сервиса. Новые технические средства и технологии обеспечения разработки месторождений нефти и газа». ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Пермь, 2006.
Региональной зимней школе-семинаре аспирантов и молодых ученых «Интеллектуальные системы обработки информации и управления». Уфа, 2006.
Публикации
Основные результаты диссертационной работы отражены в 12 публикациях, в том числе в виде 8 научных статей, 3 тезисов докладов в сборниках материалов конференций и свидетельства Роспатента об официальной регистрации программы для ЭВМ.
Структура работы
Диссертационная работа изложена на 142 страницах машинописного текста и включает в себя введение, четыре главы основного материала на 131 странице, заключение; рисунки на 48 страницах, библиографический список из 103 наименований на 10 страницах и приложение на 10 страницах.
Актуальность темы исследований
В XX в. нефть получила название «чёрное золото». На данный момент без нефти невозможно успешное функционирование ни мировых транспортных связей, ни мировой экономики, ни мировой политики [70]. Нефть была и остаётся, одновременно, и топливом для транспортных средств, и сырьём для электроэнергетики, и сырьём для химической промышленности. В этих условиях необходимо отметить ограниченность запасов нефти в мире и неравномерность их распределения. Так, более 65% запасов сосредоточено в регионе Ближнего и Среднего Востока, в том числе в Саудовской Аравии находится 25,5% общемировых запасов. Второе место по запасам нефти занимает Латинская Америка (без Мексики) - 8,6%, третье - Африка, обладающая 7,3%. На территории СНГ расположены месторождения, составляющие 6,3% мировых запасов, из них 4,7% принадлежат России [62]. Нефть, газ и продукты их переработки являются высоколиквидными на внутреннем и внешнем рынках товарами для всех отраслей экономики; они обеспечивают самые насущные потребности человека и используются в высокотехнологичных процессах и производствах, что обеспечивает высокий устойчивый спрос на них внутри страны и на мировом рынке. Нефтегазовый комплекс, созданный на советском этапе развития под удовлетворение потребностей милитаризованной экономики с ведущей ролью тяжелой и других энергоемких отраслей промышленности, благодаря своей избыточности (после обвального сокращения российского военно-промышленного комплекса) смог не только длительное время удовлетворять сократившийся спрос, но и дотировать важные потребности некоторых отраслей и социальной сферы. На современном этапе экономика России характеризуется высокой энергоёмкостью, в 2-3 раза превышающей удельную энергоёмкость экономики развитых стран. Причинами такого положения, кроме суровых климатических условий и территориального фактора, являются сформировавшаяся в течение длительного периода времени структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоёмких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, а также недооценка стоимости энергоресурсов, прежде всего газа, не стимулирующая энергосбережение. В энергетической стратегии России министерства энергетики Российской Федерации на период до 2020 года для нефтедобывающей промышленности предписано, что исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы отрасли необходимы [70]: значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы обеспечить необходимый прирост добычи из не открытых пока месторождений. повышение коэффициентов нефтеотдачи в целях более полного извлечения углеводородов и увеличения уровней текущей добычи разрабатываемых месторождений. Инновационная программа отрасли должна обеспечить условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса в отрасли. Основными направлениями научно-технического прогресса в добыче нефти являются: создание и освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах; разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей; совершенствование и освоение технологий сооружения и эксплуатации нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях; совершенствование существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи; развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования процесса разработки нефтяных месторождений; создание новых "многофакторных" технологий, основанных на использовании физических, термодинамических, гидродинамических, механических, физико-химических эффектов. В процессе развития отечественной нефтедобывающей промышленности с многочисленными трудноизвлекаемыми запасами много раз возникал вопрос об их окончательном истощении, но через некоторое время благодаря появлению новых технологий, таких как нагнетание воды в пласт, бурение горизонтальных скважин, проведение гидроразрыва пласта, закачке полимеров в пласт и многих других удается увеличивать коэффициент извлечения нефти и разрабатывать многие месторождения десятки лет [70].
Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, как элемент системы контроля и управления процессами разработки месторождений
В процессе развития энергетики, транспорта и химической промышленности вырастают потребности в увеличении объемов добычи нефти, что осложняется трудноизвлекаемыми природными ресурсами. Процесс добычи нефти постепенно приводит к увеличению среди разрабатываемых залежей трудноизвлекаемых запасов, что неизбежно ведет к необходимости внедрения новых технологий по интенсификации добычи нефти.
Для увеличения коэффициента извлечения нефти из нефтяных месторождений производят различные воздействия на пласт. Эти воздействия на нефтяной пласт называются геолого-техническими мероприятиями (ГТМ).
Каждое нефтяное месторождение является особенным и применение ГТМ сопровождается решением задачи выбора параметров, обеспечивающих повышение эффективности процесса разработки (рисунок 2.1). Выбор параметров ГТМ сопровождается нехваткой и низкой точностью исходной информации, описывающей текущее состояние фильтрационно-емкостных свойств пласта, что осложняет автоматизацию решения задачи выбора параметров геолого-технических мероприятий.
Геолого-технические мероприятия можно классифицировать на экстенсивные и интенсивные, то есть введение в эксплуатацию новых и качественное улучшение существующих перфорационных зон (рисунок 2.2).
К экстенсивным ГТМ можно отнести: введение в разработку новых месторождений (бурение основного фонда скважин); бурение дополнительного фонда скважин; разделение объектов (уплотнение существующей сетки скважин, приобщение пластов) и др.
К интенсивным ГТМ можно отнести следующие: проведение гидравлического разрыва пласта, использование системы поддержания пластового давления, закачка полимеров, закачка жидкого стекла и др.
Также ГТМ классифицируют на гидродинамические, геолого-физические и третичные методы.
Для автоматизации решения задачи выбора параметров ГТМ необходимо определиться с критериями выбора, позволяющими учесть особенности используемого источника информации. При использовании гидродинамических моделей в качестве источника информации накладываются ограничения на область оценки возможных ГТМ, поэтому для выбора целевых ГТМ были выбраны следующие критерии:
1. Возможность изменения параметров ГТМ и оценки их эффективности с использованием гидродинамических моделей нефтяных месторождений.
2. Сложность оценки влияния изменяемых параметров на эффективность разработки нефтяного месторождения (большая степень зависимости эффективности от качества проведения ГТМ).
Выбранным критериям более полно отвечают следующие геолого-технические мероприятия: разделение объектов и бурение дополнительного фонда вертикальных скважин.
Разделение объектов или выбор порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов можно описать следующим образом. При разработке многопластового нефтяного месторождения возникает проблема выбора приобщения скважин нефтяным пластам. При перфорации нескольких пластов одновременно возникает множество проблем, таких как: снижение коэффициента извлечения нефти, выработка высокопроводимых пластов и заводнение низкопроводимых, при этом создаваемая депрессия для каждого пласта разная, что прямо пропорционально дебиту скважин. Поэтому задача выбора порядка выработки (приобщения) пластов актуальна для многопластовых нефтяных месторождений.
Задача выбора порядка выработки пластов для каждой скважины
Реальные нефтяные пласты геологически сложно построены. Продуктивная толща, как правило, расчленяется на многочисленные пропластки разной проницаемости и мощности, выклинивающиеся или расслаивающиеся в различных направлениях. От числа скважин и способа их расстановки зависит полнота охвата разработкой прослоев и участков нефтеносных пластов, а это прямо связано с текущей производительностью залежи и степенью выработки пластов [49].
Современные гидродинамические методы исследования нефтяных скважин дают возможность получать важнейшие параметры пласта, на основании которых осуществляются технологические проекты разработки, проводится анализ текущего состояния разработки месторождений. В результате гидродинамических исследований определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, величины пластовых и забойных давлений, коэффициентов продуктивности, устанавливаются связи между скважинами по пласту и между пластами. Исследования, как правило, имеют действенную силу, когда их выполняют систематически, а результаты обрабатывают по методикам, наиболее соответствующим процессам в реальном пласте. Объединение информации исследований в единую модель позволяет выявить некорректные значения, а также новое качественное свойство - возможность анализа межскважинного пространства.
Отсутствие прямых источников получения информации о разделении продукции между пластами приводит к тому, что оно происходит уже на поверхности по данным эффективных нефтенасыщенных толщин. Это приводит к увеличению погрешности, связанной с отсутствием учета влияния динамики пластового давления в каждом из пластов [65,92]. Использование ПДГТМ позволяет минимизировать эту ошибку.
На завершающей стадии разработки месторождений можно повысить эффективность существующей сетки добывающих и нагнетательных скважин. Возникает необходимость разработки геолого-технических мероприятий для рационализации добычи нефти. К ним относится доперфорация нефтенасыщенного пласта, перевод скважин с других горизонтов под добычу, бурение новых скважин и другие [98].
Схемы размещения скважин при разработке пластов месторождения включает как раздельные для каждого пласта скважины, так и совместные, при этом не учитываются возможности работы скважин одного пласта на другом с последующим их переводом на запроектированный пласт («заимствование» скважин одного пласта другим) [61,82].
Среди проанализированных геолого-технических мероприятий следует выделить задачу выбора порядка разработки пластов для многопластового нефтяного месторождения (перевод скважин с других горизонтов под добычу), которая относится к гидродинамическим методам воздействия на пласт. При решении этой задачи необходимо решить следующие подзадачи: какую скважину, в какой временной промежуток, с какого и на какой пласт необходимо перевести для повышения эффективности разработки эксплуатируемого месторождения. Рациональное решение этой задачи возможно только при анализе динамически поступаемой информации, что возможно при использовании гидродинамических моделей пластов. По завершению расчетов гидродинамической модели для генерируемых прогнозных вариантов разработки нефтяного месторождения необходимо принимать решение о выборе из них рационального, что реализовано путем использования системы поддержки принятия решения.
Рассмотрим задачу выбора порядка выработки пластов для двухпластового месторождения. Это ограничение обусловлено значительным усложнением решения при больших количествах и широким распространением двухпластовых месторождений, рассматриваемых как один объект разработки. При выделении объекта разработки значительную роль играет разность глубин залегания пластов, что и является причиной широкого распространения двухпластовых месторождений.
В начальный момент времени для управления выбором параметров геолого-технического мероприятия необходимо выбрать следующие ограничения (настройки): - анализируемую гидродинамическая модель(модели); - анализируемые скважины, на которых предполагается провести выбранное геолого-техническое мероприятие (ГТМ) (список скважин); - количество скважин из анализируемых, для проведения ГТМ, ІУ яХштук); - пороговый коэффициент отношения значений функций оценки эффективности верхнего пласта к нижнему для проведения ГТМ, К
Применение гидродинамического моделирования при экспериментальной оценке эффективности
В данной главе рассмотрена работоспособность предложенных алгоритмов выбора параметров геолого-технических мероприятий (ГТМ) заложенных в автоматизированную систему поддержки принятия решения посредством моделирования на гидродинамическом симуляторе. Для моделирования был использован гидродинамических комплекс программ Eclipse компании Schlumberger.
Для анализа использовалась модель нелетучей нефти «Eclipse 100» -полностью неявная трехфазная трехмерная модель нелетучей нефти общего назначения с газоконденсатной опцией. Входные данные для «Eclipse» готовятся в свободном формате с использованием системы ключевых слов.
Eclipse позволяет использовать несколько методов решения. Обычно применяется полностью неявный метод, обеспечивающий устойчивость при больших временных шагах. При использовании этого метода обеспечивается заданная точность решения нелинейных уравнений, и погрешность материального баланса сохраняется пренебрежимо малой. Для решения нелинейных уравнений используется метод итераций Ньютона, при этом матрица фильтрационных коэффициентов разложима по всем переменным, что обеспечивает квадратичную (высокую) скорость сходимости. Полностью неявные методы традиционно широко используются для решения небольших задач о конусообразовании.
При совместной эксплуатации разделенных слоев, когда происходит вскрытие скважиной более одной ячейки сетки, приток из каждого блока рассчитывается пропорционально произведению трех величин: -проводимость между ячейкой сетки и стволом скважины; -подвижность фазы в рассматриваемом блоке; -перепад давления между ячейкой и стволом скважины.
При распределении дебита скважины между ячейками интервала вскрытия Eclipse учитывает все перечисленные выше величины. Это особенно важно в тех случаях, когда скважина вскрывает несколько слоев пласта с плохой вертикальной сообщаемостью. При этом перепады давления в разных слоях могут существенно различаться.
В пакете Eclipse возможно с высокой степенью точности моделировать модели трехфазной фильтрации. Фильтрационная модель, предполагает, что в резервуаре содержатся нефть, растворенный газ и вода. Нефть и растворенный газ смешиваются в любых пропорциях. Процесс смешивания может быть различным в разных частях пласта. Также в пакете Eclipse, возможно использование пространственной сетки большой размерности, что позволяет рассчитывать фильтрационную модель для реального месторождения.
Изначально в пакетах гидродинамического моделирования предусмотрена визуализация входных и выходных данных, что дает возможность быстро оценивать результаты счета и вырабатывать стратегию дальнейшего совершенствования фильтрационной модели.
Время расчета вариантов ГТМ (в зависимости от размерности сетки и состава композиционной модели) - приемлемое для задач данного класса.
Сервисные возможности пакета «Eclipse» позволяют производить расчет прогнозных вариантов ГТМ, а так же осуществлять адаптацию модели к истории разработки.
С помощью пост-процессора «ResultViewer» возможна выдача необходимой информации в виде таблиц и графиков, предусмотренных зарубежными регламентами, но не позволяет выдавать информацию в стандартах РФ, что решается с помощью интеграции пост-процессора на базе модуля сбора и обработки информации «Helper».
Надежность фильтрационной программы «Eclipse» подтверждена 1-м и 7-м тестами SPE (Society of Petroleum Engineers), что подтверждается сертификатом на программный продукт.
Odeh A.S. Comparison of Solutions to Trree-Dimension Black-Oil Reservoir Simulation Problem IIJPT. - Vol. 33. - January 1981. P. 13025.
Long Nghiem, David A. Collins, Ravi Sharma. Seventh SPE Comparative Solution Project: Modeling of Horisontal Wells In Reservoir Simulation II Paper SPE 21221 presented at the SPE Symposium on Reservoir Simulation. - Anaheim, California, February 17-20,1991.
В качестве объекта исследования была выбрана Лемпинская площадь Салымского месторождения пласты АСю и АСц. Для которых была создана фильтрационная модель по геологической модели, с помощью которой в дальнейшем проверяется эффективность предложенной системы поддержки принятия решения и методы уменьшения срока разработки и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Исходные данные для фильтрационного моделирования (ФМ) по их происхождению делятся на три типа: -передаваемые из геолого-математической модели; -полученные в результате промысловых исследований и испытаний; -определяемые в лабораторных исследованиях.
Интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели по экспертным оценкам составляет не менее 15-20 %. Промысловые исследования, охватывают от 33 до 100 % площади объекта эксплуатации и могут дать неплохой результат по вопросу корректировки и уточнению входной информации для ФМ.
