Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Обзор научных исследований в области разработки сенон-туронского газоносного комплекса . 10
1.1 Особенности выработки трудноизвлекаемых запасов газа 10
1.2 Характеристика продуктивности скважин, пробуренных на туронские отложения 17
1.2.1 Общие сведения 17
1.2.2 Заполярное месторождение 19
1.2.3 Южно-Русское месторождение 23
1.2.4 Медвежье месторождение 26
1.3 Технологии и методы, применяемые при эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами газа 27
1.3.1 Общие сведения 27
1.3.2 Южно-Русское месторождение 28
1.3.3 Медвежье месторождение 31
1.4 Методы повышения интенсификации отборов газа 33
1.4.1 Общие сведения 33
1.4.2 Гидроразрыв пласта 34
1.4.3 Горизонтальное бурение скважин 35
1.4.4 Радиальное бурение скважин 37
1.4.5 Бурение многозабойных скважин 40
1.5 Выводы по первому разделу 43
Раздел 2. Обоснование оптимального профиля и конструкции эксплуатационных скважин на сенон-туронские газовые залежи с учетом опыта строительства и опробования 46
2.1 Постановка задачи 46
2.2 Профили скважин 47
2.3 Конструкции скважин 48
2.4 Обоснование профилей скважин для дальнейшего проектирования 50
2.4.1 Моделирование потерь, возникающих вследствие газожидкостного дрейфа потока 50
2.4.2 Анализ и воспроизведение исследований в разведочных скважинах, определение продуктивных характеристик проектных скважин 59
2.5 Обоснование эффективных технологических подходов к совместной промышленной разработке сенон-туронских и сеноманских залежей 68
2.5.1 Особенности техники и технологии добычи углеводородов на разрабатываемой туронской залежи газа Южно-Русского месторождения 68
2.5.2 Обоснование компоновки эксплуатационных скважин 71
2.6 Выводы по второму разделу 80
Раздел 3. Методика оптимальной расстановки скважин со сложными профилями 83
3.1 Постановка задачи 83
3.2 Теоретические основы, методы и новые научные направления и решения по оптимизации задачи оптимального расположения проектного фонда скважин 84
3.3 Создание программы «Оптимизация размещения проектного фонда скважин» 92
3.3.1 Описание программной утилиты 92
3.3.2 Построение карты качества 93
3.3.3 Расстановка кустов 94
3.3.4 Распределение шаблонов скважин 98
3.3.5 Определение траектории скважин 100
3.3.6 Автоматический выбор параметров размещения шаблонов и траекторий скважин в кусте 103
3.3.7 Расчет на прогноз 106
3.3.8 Интерфейс и описание хода работы программы 106
3.4 Выводы по третьему разделу 113
Раздел 4. Технологические показатели и экономическая оценка сценариев разработки туронской и сеноманской залежей Заполярного НГКМ 116
4.1 Обоснование сценариев разработки туронской залежи Заполярного НГКМ 116
4.2 Технологические показатели сценариев разработки туронской газовой залежи 118
4.3 Технико-экономическая оценка сценариев разработки туронской залежи Заполярного НГКМ 1 4.3.1 Исходные данные для расчета технико-экономической оценки 123
4.3.2 Технико-экономический анализ сценариев разработки 128
4.4 Интегрированная геолого-технологическая модель сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ с учетом состояния обустройства 132
4.5 Проектирование совместной эксплуатации сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ 142
4.5.1 Обоснование сценариев совместной разработки 142
4.5.2 Технологические показатели сценариев совместной эксплуатации туронской и сеноманской газовых залежей 143
4.6 Технико-экономическая оценка сценариев совместной эксплуатации сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ 151
4.6.1 Общие положения 151
4.6.2 Технико-экономические показатели разработки сеноманской залежи 151
4.6.3 Технико-экономические показатели разработки туронской залежи для совместной эксплуатации 153
4.6.4 Технико-экономические показатели совместной эксплуатации сеноманской и туронской залежей 155
4.6.5 Анализ рисков 157
4.7 Выводы по четвертому разделу 158
Основные выводы и рекомендации 161
Список использованных источников 162
- Заполярное месторождение
- Анализ и воспроизведение исследований в разведочных скважинах, определение продуктивных характеристик проектных скважин
- Теоретические основы, методы и новые научные направления и решения по оптимизации задачи оптимального расположения проектного фонда скважин
- Интегрированная геолого-технологическая модель сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ с учетом состояния обустройства
Введение к работе
Актуальность работы
Большая часть добываемых запасов природного газа на севере Западной Сибири приходится на сеноманские залежи, наиболее значимые из которых (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. месторождения) находятся в стадии падающей добычи.
Одним из способов сохранения энергетического потенциала региона является добыча трудноизвлекаемых запасов газа, к которым можно отнести запасы газа сенон-туронских залежей, приуроченных к верхнему мелу.
Сегодня ввод в разработку этих залежей осложняется из-за их относительно низкой продуктивности. По сенон-туронским газонасыщенным отложениям практически отсутствует опыт добычи газа в промышленных масштабах. Достаточно успешный опыт строительства и эксплуатации экспериментальной двухзабойной скважины, предназначенной для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, получен на Южно-Русском месторождении. Однако опыт первых лет эксплуатации показывает, что реализованная конструкция скважины не решает всех проблем успешного освоения турона, в частности выноса жидкости с забоев. Для эффективной разработки таких объектов и достижения необходимого уровня рентабельности необходимо применять инновационные технологии добычи, учитывать существующую газодобывающую инфраструктуру, опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры, использовать современные методы математического моделирования, что и определяет актуальность данной работы.
Цель работы
Повышение эффективности разработки газовых месторождений севера Западной Сибири за счет создания новых методов освоения сенон-
туронских продуктивных отложений и обоснования способов их совместной эксплуатации с сеноманскими газовыми залежами. Основные задачи исследований
-
Анализ существующих методов и технологий разработки газовых залежей с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
-
Исследование и разработка методов одновременной эксплуатации нескольких газоносных пластов, значительно различающихся по запасам и продуктивности.
-
Обоснование оптимального профиля эксплуатационных скважин, обеспечивающего увеличение газоотдачи сенон-туронских отложений, с помощью современных методов геолого-технологического моделирования.
-
Разработка методики проектирования оптимальной схемы размещения газовых скважин с учетом фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.
-
Обоснование и выбор наиболее эффективного способа совместной эксплуатации туронской и сеноманской газовых залежей на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
-
Технико-экономическая оценка эффективности авторских решений по разработке верхнемеловых газовых залежей на примере Заполярного НГКМ.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются сенон-туронские газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования -теоретические основы, технологии и методы разработки трудноизвлекаемых запасов газа.
Научная новизна выполненной работы 1. Новые научно-технические и технологические решения, позволяющие повысить эффективность добычи газа в осложненных условиях за счет использования единой промысловой инфраструктуры для нескольких газовых залежей с разными фильтрационно-емкостными характеристиками.
-
Алгоритм, позволяющий оптимизировать схему размещения газовых скважин с учетом фильтрационно-емкостных свойств залежи, профиля ствола скважины и максимального охвата дренированием на всех этапах разработки.
-
Впервые для добычи сенон-туронского газа в Западной Сибири предложены и обоснованы профили скважин с восходящим стволом, позволяющие обеспечить оптимальные технологические режимы, повысить продуктивность скважин и конечную газоотдачу из залежи.
Практическая ценность и реализация
-
Методика обоснования схемы размещения скважин и методика расчета профиля ствола скважины в пласте использованы при проектировании разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. Протоколом центральной комиссии разработки «Роснедра» утверждено решение о бурении скважины с восходящим стволом, что позволит в 2-3 раза повысить ее производительность и увеличить коэффициент извлечения газа.
-
Апробация разработанного алгоритма, реализованного в программном продукте «Оптимизация размещения проектного фонда скважин», осуществлена в рамках проектных документов, при обосновании схемы размещения скважин на Северо-Каменномысском газоконденсатном месторождении, расположенном в акватории Обской губы, и на туронской залежи Заполярного НГКМ.
-
Основные результаты работы вошли в проект на строительство туронских скважин Южно-Русского месторождения.
Основные защищаемые положения
-
Методика оптимизации схемы размещения эксплуатационных скважин на площади залежи, позволяющая повысить степень извлечения газа из пласта.
-
Методика выбора профилей забоев скважин, позволяющая обеспечить увеличение их производительности и срок безводной эксплуатации.
3. Новые научно-технические решения, обеспечивающие одновременную эксплуатацию залежей с разными фильтрационно-емкостными характеристиками, самостоятельными сетками скважин и совместной эксплуатации наземного оборудования.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Тема диссертации соответствует паспорту заявленной специальности, а именно, пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».
Апробация результатов работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения
докладывались и обсуждались на: научно-технических советах
ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г.Тюмень, 2010-2013 гг.), ОАО «Газпром»
(г. Москва, 2008-2012 гг.); семинарах кафедры «Разработки и эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2013 г.);
международном газовом конгрессе (г. Буэнос Айрес, 2009 г.); второй научной
конференции «Базы данных, инструменты и информационные основы
полярных геофизических исследований» (г. Троицк, 2012 г.);
Международной научно-практической конференции ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (г. Москва, 2012 г.); заседаниях Западно-Сибирской
нефтегазовой секции Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию (г. Тюмень, 2012-2013 гг.) и V научно-практической конференции ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, 2013 г.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 15 печатных работах, в том числе в 7 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Заполярное месторождение
Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение по запасам газа в Российской Федерации принадлежит к числу уникальных и в настоящее время является базовым при освоении природных богатств Западной Сибири.
Заполярное месторождение расположено в южной части Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа. На данной стадии изученности в разрезе месторождения выявлены два продуктивных комплекса: турон-сеноманский газовый в отложениях верхнего мела и нефтегазоконденсатные залежи в нижнемеловых отложениях. В верхней части туронских отложений залегает песчано-алевритовый пласт Т толщиной до 35 м, в котором в присводовои и сводовой частях структуры залегает газовая залежь. Туронские отложения (пласт Т), входящие в состав кузнецовской свиты, па месторождении содержат песчано-алеврито-глинистые породы, объединенные в газсалинскую пачку. Эти отложения являются наиболее молодым продуктивным комплексом в разрезе мела.
Степень изученности туронской залежи хуже сеноманской вследствие того, что разведка продуктивных толщин проводилась одной сеткой скважин и, естественно, наибольшее внимание уделялось основному объекту разведки (сеноманской залежи), запасы газа в котором несоизмеримо больше, чем в пласте Т. Но в результате последних разведочных работ запасы газа пласта Т были уточнены и по состоянию на 01.01.2008 составляли по категории С) -251,73 млрд. м3 [37], что составляет около 8 % от общих начальных геологических запасов газа продуктивных пластов верхнего мела Заполярного месторождения.
Данная величина была получена на основе накопленной информации в результате выполненных геолого-разведочных работ. Пласт Т вскрыт в газонасыщенной части 73 поисково-разведочными и 483 эксплуатационными и наблюдательными скважинами на глубинах 1034-1248 м.
С целью выявления возможных обособленных газовых залежей проведена корреляция туронских отложений по результатам ГИС. Общая толщина пласта Т меняется от 0,8 м до 56,8 м, средняя составляет 36,7 м. Эффективная газонасыщенная толщина коллекторов изменяется от 4-8 м на юге до 20 м в своде (эксплуатационная зона). На западном склоне структуры происходит уменьшение эффективных толщин до 0,6-0,7 м и далее до полной глинизации коллекторов. Покрышкой залежи служат глинистые породы березовской свиты. Тектонические экраны в пределах залежи отсутствуют. Тип залежи - пластово-сводовая, на западном крыле - литологически экранированная. Туронская залежь считается единым подсчётным объектом.
Необходимо отметить, что для продуктивного пласта Т характерно наличие карбонатизированных прослоев, а количество проницаемых прослоев внутри туронского пласта по данным ГИС изменяется от 1 до 18, чаще составляя 5-10. Коллекторами туронского пласта, в основном, являются алевролиты и в меньшей степени песчаники.
Учитывая малую толщину газоносных коллекторов при сравнительно невысоких фильтрационных свойствах, а также существенную глинизацию пласта Т за пределами Заполярного месторождения, при разработке вероятнее всего ожидать проявление газового режима.
По результатам интерпретации ГИС водогазовая зона вскрыта в 12 скважинах и принята на глубине а.о. -1212 м. В результате уточнения отметки ГВК и структурного плана залежи по материалам бурения и испытания новых скважин площадь залежи составила 959,8 км2. В соответствии с установленным положением ГВК размеры залежи составляют: длина - 49,5 км, ширина - 28 км в средней части, 22 км на юге, 14 км на севере, высота залежи -217,7 м.
С целью детального изучения литологии и коллекторских свойств на месторождении был произведён отбор керна продуктивных отложений турона из 11 скважин. Сведения об отборе, выносе и освещённости керном продуктивных отложений приведены ниже:
- вскрытие пласта- 6335 м;
- вскрытие продуктивного разреза по пласту — 5495,7 м; - отбор керна по пласту - 274,7 м;
- отбор керна по газонасыщенной части -236,2 м;
- вынос керна по пласту- 174,96 м;
- вынос керна по газонасыщенной части - 148,07 м;
- освещенность керном пласта - 2,8 %;
- освещенность керном газонасыщенной части - 2,7 %.
Анализ материалов корреляции туронских отложений по данным ГИС позволяет сделать вывод, что оснований для выделения обособленных газовых залежей в пределах продуктивного пласта Т газсалинской пачки нет.
Общие толщины туронской залежи изменяются в пределах от 0,8 м до 56,8 мив среднем составляют 36,7 м. При этом эффективные газонасыщенные толщины равны 13,0 м.
Газ туронской продуктивной толщи имеет метановый состав (содержание метана 98,33 - 99,44%) с очень незначительным содержанием тяжёлых углеводородов (этан - 0,208 %, пропан - 0,097 %). Бутана в составе газа не отмечено. Признаков нефти при испытании скважин не установлено.
Всего испытания на приток в интервале залегания туронской газовой залежи Заполярного месторождения выполнены в 10 скважинах. Притоки газа получены в 8 скважинах, газа с водой - в 1 скважине, воды - в 1 скважине. В вертикальной скважине № 2Н в 2006 году проведено опробование туронской залежи в открытом стволе.
По результатам испытаний на а.о. от -1012,2 м до -1208,1 м получены промышленные притоки газа. Дебиты газа изменяются от 1,31 тыс. м3/сут до 63,59 тыс. м3/сут при диаметрах диафрагмы 6 и 12 мм соответственно. На больших шайбах можно ожидать более значительных дебитов.
Сопоставление коэффициентов пористости и абсолютной газопроницаемости (рисунок 1.1) показало, что идентификационные точки, соответствующие туронским отложениям, располагаются в едином корреляционном поле, как и данные по сеноманской залежи. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости для туронских отложений аппроксимируется уравнением
На данный момент разработка туронской залежи Заполярного месторождения не ведется. Добыча газа ведется из второй продуктивной залежи верхнемеловых отложений - сеноманской газовой залежи (пласт ПКі).
Анализ и воспроизведение исследований в разведочных скважинах, определение продуктивных характеристик проектных скважин
Туронская залежь (пласт Ті) на Заполярном месторождении испытана в 11 разведочных скважинах. Испытания продуктивных пластов проводились после вскрытия их перфорацией и спуска в скважины НКТ. Скважины оборудованы НКТ диаметрами 73 мм и 89 мм. Исследования скважин осуществлялись на стационарных режимах фильтрации.
По пяти скважинам были получены непромышленные притоки природного газа, две из которых расположены в южной части залежи, где коллекторы характеризуются низкими ФЕС и максимальными значения депрессии. Несмотря на высокие депрессии, вынос механических примесей при исследовании скважин не отмечался ни в одной скважине. Данные по исследованиям данных пяти скважин исключены из дальнейшего анализа.
Характерной особенностью коллекторов туронских залежей является довольно низкая продуктивность, что подтверждается результатами исследования разведочных скважин. Дебиты газа в процессе исследования пласта Т\ по отдельным скважинам изменялись от 5,66 тыс. м3/сут до 63,59 тыс. м3/сут при диаметрах диафрагмы 4 и 12,9 мм соответственно.
В трех скважинах, расположенных в центральной и северо-восточной частях залежи, получены максимальные значения дебитов газа в диапазоне от 34 до 59 тыс. м3/сут. Эти области характеризуются высокой плотностью запасов газа и высокими коллекторскими свойствами залежи.
В большинстве скважин испытания проводились на двух режимах фильтрации, поэтому фильтрационные коэффициенты а и Ь не определялись, так как в данных случаях являются некорректными.
По результатам испытаний пластовые давления изменяются в небольшом диапазоне от 12,23 до 12,34 МПа. Среднее значение составляет 12,30 МПа, что практически соответствует начальному пластовому давлению (12,39 МПа), принятому в протоколе ГКЗ Роснедра от 28.11.2008 [75] и принятому для проектирования в «Комплексном проекте разработки Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения» [76].
Анализ результатов испытаний скважин показал, что гидродинамическая изученность туронскои газовой залежи Заполярного месторождения низкая, в связи с чем необходимо уточнение геолого-промысловых и технологических параметров на этапе освоения залежи.
Для воспроизведения исследований, проведенных на разведочных скважинах туронскои залежи, скважины определены в модели согласно их местоположению и конструкции.
На фактические даты последовательно определены дебиты, достигнутые на режимах во время исследований.
Целью воспроизведения является определение зависимости коэффициента WPIMULT (множителя проводимости Kh) от суммы Kh.
При этом проверочным параметром, по которому определяется степень соответствия модельной продуктивности к полученной в результате исследований, является воспроизведение индикаторной кривой.
Для настройки продуктивности был применен итерационный метод постепенного приближения индикаторной кривой, рассчитанной в модели, к полученной во время проведения фактического исследования.
Каждая итерация содержит в себе следующую последовательность действий:
1) расчет модели с воспроизведением результатов исследования;
2) построение индикаторной кривой;
3) сравнение индикаторной кривой, рассчитанной в модели с индикаторной кривой, полученной во время проведения фактического исследования;
4) коррекция множителя проводимости и значения Kh для скважины в модели;
5) расчет модели, переход к следующей итерации. Отметим, что только по шести скважинам имеется информация о замерах забойного давления на режимах, из них только по четырем скважинам удалось воспроизвести фактические полученные значения забойного давления. Полученное воспроизведение фактических индикаторных кривых приведено на рисунках 2.13 и 2.14.
Учитывая тот факт, что по туронской залежи Заполярного НГМ только по четырем скважинам получены отношения множителя проводимости Kh от его суммы, решено для построения зависимости также использовать отношения, полученные по туронской залежи Южно-Русского месторождения (залежь-аналог). Полученная зависимость приведена на рисунке 2.15. Данная зависимость будет использована далее для определения продуктивности проектных скважин.
Для более точного определения продуктивных характеристик скважин рекомендуется проведение специальных газодинамических исследований со спуском прибора на забой скважины для снятия параметров КВД, а также индикаторные исследования изохронным методом. Это позволит дифференцировать скин-фактор и определить ряд важных фильтрационных коэффициентов.
На следующем этапе, на основе полученной зависимости определен коэффициент WPIMULT для типовых проектных скважин. Для обоснования проектной продуктивности скважин по каждому из вариантов типовых профилей скважин проведены расчеты, симулирующие результаты газодинамических исследований. Скважины определены последовательно под управлением по дебиту на 2 ч. работы, моделируя выход скважины на установившийся режим. После каждого режима скважина останавливается на восстановление давления на 3 ч. Дебит по скважинам меняется от 10 до 250 тыс. м /сут. На каждом режиме фиксируется забойное давление. Полученные результаты проанализированы и приведены в виде индикаторных кривых на рисунках 2.16-2.21.
Теоретические основы, методы и новые научные направления и решения по оптимизации задачи оптимального расположения проектного фонда скважин
Для выбора метода оптимизации, являющегося основой программного продукта, рассмотрим существующие и применяемые на данный момент методы выбора оптимального расположения скважин [88 - 90].
Для выбора направления исследований проанализированы наиболее характерные методы решения задачи оптимизации расположения фонда скважин и проведена их сравнительная оценка исходя из мирового опыта последних лет.
Obi Isebor (2009 год) [91] использовал сравнение нескольких «безградиентных» (free-gradient) методов, методов прямого поиска, а также их комбинаций, применительно к 2D постановке задачи. Для учета нарушения ограничений им приняты штрафные функции (penalty functions). Решение рассматриваемой задачи искал с помощью генетических алгоритмов (GA) обобщенного поиска шаблонов (GPS) со штрафными функции.
Handels и Wang (2007 год) [92, 93] предложили различные подходы к оптимизации размещения и использования градиента на основе методов оптимизации, представляя целевую функцию в функциональной форме. Они рассчитали градиент этой функции и использовали направление наискорейшего подъема для поиска максимума. Они считали методы эффективными с точки зрения применения их на практике из-за меньшего количества запусков симуляций прогноза. Данная техника применялась только для вертикальных скважин.
Emeric et al. (2009 год) [94] применил оптимизацию на основе генетического алгоритма. При этом он оптимизировал не только траекторию скважин, а также их количество и тип (добывающая или нагнетательная).
На основе проведенного сравнительного анализа теоретических методов для решения поставленной задачи оптимизации расположения фонда скважин наиболее оптимальным видится применение генетического алгоритма. На его основе была составлена общая схема алгоритма применительно к многозабойным пологанаправленным скважинам, которая представлена на рисунке 3.1.
Входными данными из гидродинамической модели, необходимыми для проведения процесса оптимизации по составленному алгоритму, являются
Для оценки достоверности полученных результатов необходимо провести также экспериментальные работы по сравнению с уже применяемыми методами оптимизации. Для этого необходимо рассмотреть экспериментальные исследования методов в существующих на рынке программных обеспечениях, ориентированных на решение задач оптимального расположения проектного фонда скважин как на новом, так и на уже разрабатываемом объекте.
Задача оптимальной расстановки скважин регулярно возникает при планировании разработки месторождений нефти и газа. При появлении компьютерных средств моделирования появились автоматизированные решения такой расстановки на цифровых ЗО-моделях месторождений. Ниже приведены описания известных утилит с выделением наиболее востребованных пользователями функций.
tNavigator (компания Rock Flow Dynamics) [95] - параллельный интерактивный пакет для гидродинамического моделирования пласта. В его состав включены следующие модули, отвечающие задаче расстановки проектных скважин.
С помощью модуля анализа неопределенностей вычисляется наиболее эффективный способ расстановки скважин путем расчета и анализа различных вариантов. Для оценки экономической неопределённости, связанной с выбором той или иной схемы разработки, добывающие и нагнетательные скважины расставляются случайным образом по методу Монте-Карло. Выбор местоположения основан на заданных пользователем функциях распределения плотности вероятности (в виде 3D карт) и различных ограничениях (границы, минимальные и максимальные расстояния между скважинами и т.д.).
tNavigator позволяет элементарно просто на любом шаге расчета вводить в эксплуатацию вертикальные и горизонтальные скважины благодаря модулю интерактивного ввода скважин. Модуль задает новую вертикальную скважину с помощью одного нажатия клавиши мыши на карте. Траектория горизонтальной скважины задаётся последовательностью нажатий клавиши мыши на ячейки вертикального профиля (любой профиль создается интерактивно в графическом интерфейсе в процессе расчета). Новая скважина может быть запущена в эксплуатацию на любом шаге расчёта. После добавления скважины расчёт продолжается: скважина вводится на следующем шаге и сразу начинает добывать.
Модуль интерактивного ввода групп скважин позволяет моделировать многоточечные схемы разработки месторождений. С помощью интерактивной формы дизайнера шаблонов можно создавать и сохранять произвольные конфигурации добывающих и нагнетательных скважин. После того, как шаблон скважин задан и сохранён, потребуется лишь одно нажатие клавиши мыши для добавления шаблона на любой карте. Добавление скважин осуществляется на паузе в процессе расчета на любом его шаге. Уже на следующем шаге расчета добавленные по шаблону скважины будут введены в эксплуатацию. tNavigator позволяет создавать произвольное число шаблонов различных конфигураций.
Плагин Pad Well Design (компания Schlumberger) [96] позволяет легко создавать в Petrel (программный комплекс геологического моделирования компании Schlumberger) проектные скважины регулярных конфигураций, повторяющихся на каждой области. Может применяться для резервуаров с высокой плотностью таких как сланцевый газ или мазут. С помощью него могут контролироваться такие скважинные параметры, как длина, вертикальное и горизонтальное отклонение, ориентация и пр.
В данном программном пакете скважины создаются для каждого куста скважин, заданного в Petrel набором точек. Расположение скважины хранится в редактируемом файле конфигурации. Исследования чувствительности сетки скважин, длины и т.д. выполняются программой. Точная настройка для каждого куста может быть сделана путем изменения значений атрибутов точки, таких как:
- тип скважин, в т. ч. для сланцевого газа, тяжелой нефти (пара скважин по технологии SAGD);
- ограничения при бурении;
- ограничение длины скважины в зависимости от свойств резервуара. Так же реализована система предупреждения и решения ошибок, так:
- скважина впоследствии может интерактивно редактироваться с помощью Petrel;
- калькулятор для расчета дренажной зоны вокруг скважины оценивает дренируемую зону залежи;
- в случае пересечения с уже существующими скважинами выводится предупреждение;
- реализована возможность изменения геометрии части скважины для учета расположения поверхностного оборудования.
Плагин Well Pattern Design (компания Schlumberger) [96] дает возможность использования модели резервуара для моделирования различных сценариев при проектировании разработки месторождения как общего подхода к принятию решений о выборе схемы скважин, их ориентации и выбора расстояния между скважинами. Чтобы свести к минимуму риски, связанные с принятием этих решений моделирования, часто расчеты выполняются более сотни раз, а результаты анализируются чтобы выбрать оптимальный сценарий разработки месторождения (с минимальным риском). Существующий подход - это «ручное» создание различных сценариев размещения скважин и выполнение моделирования в соответствии с этими сценариями.
Интегрированная геолого-технологическая модель сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ с учетом состояния обустройства
Для расчетов технологических показателей использована единая гидродинамическая модель, которая учитывает геометрические особенности расположения двух залежей относительно друг друга и позволяет производить один общий расчет технологических показателей туронской и сеноманской залежей (рисунок 4.14).
Общее число ячеек складывается из размерности каркаса моделей туронской и сеноманской залежей, а также из соединительного слоя, заполненного нулевыми значениями. Размерность ячеек каркаса и размерность моделей представлены в таблице 4.6.
Обе рассматриваемые модели имеют неоднородное распределение фильтрационно-емкостных свойств породы.
Результаты сравнения ФЕС коллекторов туронской и сеноманской залежей представлены в таблице 4.7.
Для учета степени неоднородности пласта по ФЕС в моделях задано несколько классов пород в зависимости от значения коэффициента пористости: туронская залежь - 6 классов, сеноманская залежь - 7 классов (таблица 4.8).
Для каждого класса пород определен набор кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для воды и газа. Ввиду отсутствия данных экспериментальных исследований по сеноманской и туронской залежам Заполярного месторождения функции ОФП, используемые в модели, были модифицирован. В фильтрационной модели сеноманской модели для 7 регионов регионов использованы кривые ОФП, туронской залежи для 6 регионов.
PVT-свойства пластовых флюидов заданы в моделях в виде таблиц как зависимости параметров от давления. Плотности газа и воды указаны при стандартных условиях, значения объемного коэффициента и вязкости — при пластовом давлении. Также, в модели введено значение сжимаемости воды. Использованные в моделях PVT-свойства приведены в таблице 4.9.
Моделирование притока воды из нижележащих водоносных горизонтов в водоносную часть моделей проведено с использованием аналитических аквиферов.
При моделировании аквиферов в трехмерной модели туронской и сеноманской залежей Заполярного месторождения применялась аналитическая модель постоянного притока Фетковича. Схемы подключения боковых и подошвенного аквиферов для туронской и сеноманской залежей соответственно, представлены на рисунке 4.16.
Анализ адаптации фильтрационной модели сеноманской залежи (туронская залежь не разрабатывается) Заполярного месторождения по истории разработки выполнена на 01.01.2013.
График сравнения суммарного отбора газа из сеноманской залежи представлен на рисунке 4.17. По графику видно, что модельные значения накопленной добычи абсолютно совпадают со значениями, указанными в итоговых рапортах режима работы эксплуатационных скважин.
Настройка пластового давления производилась при помощи варьирования параметров проницаемости и порового объема.
В ходе адаптации фильтрационной модели Заполярного НГКМ изменялись параметры суммарной продуктивности водоносного пласта, начальный объем воды в водоносном пласте, общая (порода+вода) сжимаемость водоносного пласта и коэффициенты притока в различных зонах залежи. Множители коэффициентов притока варьируются в пределах от 0,1 до 10,0 и рассчитаны, исходя из внедрения воды для каждой ячейки.
Для настройки продуктивности скважин, и, как следствие, адаптации забойного давления по скважинам в управляющий файл модели включены результаты ГДИ, в виде последовательной установки ограничений по дебиту на время работы скважины на каждом режиме с перерывом на остановку. Как известно, скорость течения газа в призабойной зоне скважин может быть много выше, чем в межскважинном пространстве, вследствие чего его инерционные свойства начинают оказывать существенное влияние. Для описания этого явления вводится коэффициент отклонения фильтрации газа в призабойной зоне от линейного закона, рассчитываемый по индикаторной диаграмме по ГДИ.
Для настройки продуктивности скважин корректировке подверглись параметры модели, отвечающие за значение проводимости и D-фактора в призабойной зоне пласта, являющиеся аналогами фильтрационных коэффициентов. Анализ индикаторных кривых по исследованиям и по расчетным данным модели показал высокую точность продуктивности скважин в модели. На рисунке 4.18 представлено сравнение фактических и модельных индикаторных кривых по скважинам № 1233, 2311, 3192
Для обеспечения воспроизведения моделью гидравлических потерь, возникающих от забоя до устья скважин, в модель включены таблицы потерь давления (VFP таблицы), которые учитывают индивидуальные технические характеристики и особенности внутрискважинного оборудования, инклинометрии, свойства флюидов и другие параметры, влияющие на потери давления по стволу скважины. Определение VFP таблиц позволяет воспроизводить процесс истории разработки с расчетом устьевых характеристик скважин эксплуатационного фонда, а так же адаптацию данных параметров непосредственно в гидродинамической модели. Сопоставление технологических показателей скважин № 1046, 2087, 3253 представлено на рисунках 4.19 - 4.20.
