Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Обзор текущего состояния методов описания напряженного состояния пласта 10
1.1 Обзор моделей 10
1.2 Экспериментальное обоснование напряженного состояния 16
1.3 Современные методы определения напряженного состояния горных пород 20
1.4 Методы описания распространения трещины ГРП 22
Выводы к главе 1 27
Глава 2 Разработка подходов к построению геомеханической модели 28
2.1 Применяемые в работе зависимости минимального напряжения от ряда параметров 31
2.2 Определение коэффициента Пуассона и модуля Юнга 33
2.3 Подготовка выборки и критериев для обучения нейросетевой модели 43
Выводы к главе 2 45
Глава 3 Анализ текущего состояния разработки месторождения-полигона 46
3.1 Общие сведения о месторождении 46
3.1.1 Геолого-физическая характеристика пласта ЮВ11 46
3.2 Тенденции в нефтедобыче 52
3.2.1 Обзор текущих показателей эксплуатации скважин и участков 52
3.2.2 Прогнозная оценка нефтеотдачи по участкам анализа 61
3.2.3 Оценка составляющих КИН на основе эмпирико-статистических методов 67
3.2.4 Выводы и задачи исследования 73
3.3 Методика проведения исследования 74
3.3.1 Взаимовлияние скважин 74
3.3.2 Анализ динамики обводнения скважин 78
3.3.3 Анализ трассерных исследований 86
Выводы к главе 3 97
Глава 4 Построение 3D модели напряженного состояния пласта 98
4.1 Построение куба изменения коэффициента Пуассона и модуля Юнга 98
4.2 Определение вертикальных напряжение – давление вышележащих горных пород 100
4.3. Построение куба минимальных напряжений 100
4.4 Проверка модели на фактических данных 101
4.5 Учет влияния отклонения трещин от перпендикулярного положения к горизонтальной скважине на дебит жидкости после МГРП 101
4.6 Определение неопределённостей при построении модели 111
Основные выводы к главе 4 118
Основные результаты и выводы 119
Список использованной литературы 121
- Экспериментальное обоснование напряженного состояния
- Геолого-физическая характеристика пласта ЮВ11
- Анализ динамики обводнения скважин
- Определение неопределённостей при построении модели
Введение к работе
Актуальность темы
В настоящее время основным приоритетом развития нефтяной промышленности является стабилизация и возможный рост нефтедобычи. Это обеспечивается, как за счет увеличения нефтеизвлечения на старых месторождениях, так и за счет ввода в разработку новых. При этом ухудшающаяся структура запасов нефти требует применения новых технологических решений.
Одним из основных методов интенсификации добычи нефти и ввода в разработку недренируемых запасов нефти является гидроразрыв пласта (ГРП). Его естественным развитием является применение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальном стволе. Однако усложнение технологии не привело к качественным изменениям в технологиях расчета параметров трещин, так как параметры каждой из стадий рассчитываются индивидуально без учета ранее проведённых стадий. Расширение технологий ГРП требует качественного улучшения используемых подходов в подготовке исходной информации.
Актуальность заключается в качественном прогнозе дизайна трещин МГРП с учетом напряженно-деформированного состояния горных пород. Именно контролирование распространения трещин МГРП позволит снизить непроизводительные затраты на проведение МГРП, увеличить дебит скважин и уменьшить обводнённость. Основой построения любой, в том числе модели минимальных напряжений, являются фактические измерения различных свойств.
В условиях построения модели минимальных напряжений одним из основных параметров является коэффициент Пуассона рассматриваемых пластов, при этом его измерения должны проводиться в среде максимально приближенной к естественной среде залегания, а именно в условиях скважин. Обеспечить подобные замеры могут скважинные акустические исследования. С точки зрения научных исследований акустические замеры должны проводиться во всех рассматриваемых скважинах, однако наши реалии таковы, что такой охват вряд ли осуществим с экономической точки зрения.
Следовательно, необходимо разработать подходы надежного расчета акустических свойств из имеющихся каротажных данных. Затраты на создание и сопровождение геомеханической модели значительно ниже, чем затраты на
4 проведение МГРП, а ожидаемый прирост дебита значителен.
Степень разработанности проблемы
Большой вклад в определение и оценку влияния коэффициента Пуассона, а также по вопросам, связанным с расчетом давления разрыва, внесли работы Попова А.Н., Головкиной Н.Н., Руппенейта К.В., Либермана Ю.И., Турчинова И.А., Гусева Л.С., Лапидуса Л.С., Щелкачева В.Н., Брандта А.А., Добрынина В.М., Спивака А.И., Тимофеева Н.С., Яреймчука Р.С., Желтова Ю.П. и др. Методы описания напряженно-деформируемого состояния пласта при разработке месторождений углеводородов. Несмотря на большой вклад многих исследователей практические вопросы построения модели минимальных напряжений и проектирования ГРП, а также МГРП остаются нерешенными, требуют дополнительных исследований, теоретических осмыслений и практической реализации, поэтому рассматриваемая тема сохраняет свою актуальность.
Соответствие паспорту заявленной специальности
Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п.2 - «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».
Цель работы
Разработка научно-методических основ повышения эффективности технологии многостадийного гидроразрыва пласта горизонтальных скважин на основе разработки трехмерной модели распространения минимальных напряжений (на примере юрских отложений Урьевского месторождения).
Для достижения указанной цели решались следующие задачи:
-
Разработать подходы по получению основных параметров уравнения Пратса в условиях неполного охвата фонда скважин акустическими исследованиями.
-
Синтезировать кубы распространения коэффициента Пуассона.
-
Провести анализ чувствительности уравнения Пратса от ожидаемого изменения входящих параметров: давления вышележащих пород, коэффициента Пуассона, пластового давления.
-
Разработать подходы по достижению технологически необходимой длины трещин МГРП.
-
Провести анализ возможных неопределенностей при построении модели минимальных напряжений для условий юрских отложений Урьевского месторождения, дать рекомендации по их снижению.
Объект и предмет исследования
Объектами исследования являются поля пластовых напряжений, влияющие на ориентацию трещин ГРП.
Предметом исследования является эффективность многозонного ГРП в горизонтальном стволе, изменяемая посредством модели минимальных напряжений.
Научная новизна
1 Сформулирована и числено решена задача определения значений
коэффициента Пуассона в условиях неполного охвата акустическими исследованиями
фонда скважин для моделирования минимальных напряжений. Решение задачи
основано на использовании нейросети после ее обучения по данным гамма каротажа и
каротажа собственной поляризации.
2 Существенно усовершенствована модель определения преимущественного
направления распространения трещин МГРП, с использованием нейросетевого
моделирования и распределения пластового давления.
3 Обоснованы критерии контроля направлений трещин МГРП для целей
разработки, а именно: первоначальное поле пластовых напряжений в рамках
действующей системы разработки; изменение давления, вызванное проведением
предыдущих стадий МГРП; изменение во времени поля давления в околоскважинном
пространстве.
Практическая значимость
1 При использовании предложенных подходов по определению преимущественного направления распространения трещин МГРП удалось снизить обводненность добывающих скважин в среднем на 40%. Снижение обводненности
обусловлено расположением трещин МГРП субпараллельно фронту нагнетания.
2 Результаты исследований позволили оптимизировать эффективную
работающую длину трещин МГРП в горизонтальном стволе, что привело к
приросту приведённого дебита жидкости в объеме 5,5 м3/сут или 25 м3/сут при
использовании 5-и интервального МГРП.
3 Результаты, полученные в диссертационной работе, используются на
юрских отложениях Урьевского месторождения, при проектировании и проведении
многозонного ГРП в горизонтальных стволах. Планирование операций МГРП с
использованием полноразмерной модели минимальных напряжений дает прирост
приведённого дебита жидкости в объеме 5,5 м3/сут на стадию МГРП или 27 м3/сут
при использовании 5-и интервального МГРП.
Положения, выносимые на защиту
1 Модель определения значений коэффициента Пуассона с помощью данных
каротажа собственной поляризации и гамма каротажа на основе использования
нейронных сетей.
2 Новый экспериментальный метод построения модели минимальных
напряжений для определения основного направления распространения трещин ГРП
в условиях действующей системы разработки и низкой тектонической активности.
3 Критерии, определяющие направления трещин многостадийного ГРП в
стволе горизонтальной скважины (на примере юрских отложений Урьевского
месторождения).
Степень достоверности и апробация результатов
Достоверность результатов работы обеспечивалась применением широко апробированных, а также оригинальных методов и методик, экспериментальных исследований, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную поверку. Перед построением графических зависимостей все экспериментальные данные обрабатывались с использованием подходов теории ошибок эксперимента и математической статистики.
Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на: научно-технических советах (НТС) ООО «ЛУКОЙЛ – Инжиниринг»; НТС и совещаниях по методам повышения нефтеотдачи пластов ПАО «ЛУКОЙЛ», ООО
«ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»; III-м Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» - ОАО «ВНИИнефть» (г. Москва, 2011 г.); 16-м европейском симпозиуме по улучшению восстановления нефти (Кембридж, 2011 г.); 5-й Санкт-Петербургской международной конференции-выставке (г. Санкт-Петербург, 2012 г.); VIII-м международном технологическом симпозиуме, посвященного 15-летию Клуба исследователей скважин (РАНХиГС при Президенте РФ, г. Санкт-Петербург, 2013 г.); на международных конференциях общества инженеров нефтяников SPE (г. Москва, 2014-2015 гг.); 21-м Всемирном нефтяном конгрессе (г. Москва, 2014 г.); Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» (г. Альметьевск, 2016 г.); 7-й Всероссийской научно-практической конференции «» (г. Томск, 2016 г.); семинарах кафедры «Геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВО «УГНТУ».
Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 15 работах, в том числе в 10 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 патент РФ на изобретение.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников, включающего 144 наименования, содержит 130 страниц машинописного текста, 62 рисунка, 24 таблицы.
Благодарност и
Автор глубоко признателен коллективу Уфимского государственного нефтяного технического университета, коллегам Ухтинского государственного технического университета, за помощь в написании работы, внимание и ценные советы. Автор искренне выражает свою благодарность коллегам ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», которые с большим интересом разделили стремления автора в данном исследовании.
Экспериментальное обоснование напряженного состояния
Исследования напряженно-деформируемого стояния тела велись как на крупномасштабных экспериментах (здания, горные выработки), так и на маломасштабных образцах (керновые исследования).
Основными параметрами, определяемыми при керновых исследованиях, являлся предел прочности. Так экспериментально установлено [16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24], что происходит уменьшение сопротивления разрушению с увеличением времени пребывания твердого тела в неравномерном, но в напряженном состоянии. На рисунке 1.3 приведено изменение предела прочности во времени при одноосном сжатии.
Рядом исследователей [25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33] были сделаны попытки масштабировать данный эффект на процесс прочности стенок скважины. Был предложен коэффициент КДЛ, характеризующий длительную прочность горной породы:
Однако данные коэффициенты, а также предлагаемые подходы авторов, не могут быть использованы для прогноза напряженного состояния при ГРП в условиях действующей системы разработки.
Кроме того, в процессе сравнительных испытаний образцов [36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43] установлено, что значительное влияние на значение предела прочности оказывают форма, размер и условия нагружения, что также подтверждает сложность масштабирования лабораторных керновых исследований к условиям фактического залегания горных пород. Эффекты масштабирования керновых исследований были исследованы рядом авторов [44, 37, 41, 42]. В результате был предложена классификация масштабных эффектов: объемный и поверхностный. Объемный эффект зависит от неоднородности строения и состава горной породы, а также наличия внутренних дефектов. Объемный эффект определяется наибольшими напряжениями в образце, согласующимися с направлением нагружения. Следовательно, при большем размере образца возрастает вероятность нахождения критичных напряжений.
Поверхностный эффект зависит от технологии подготовки образца к испытанию.
Данные теоретические допущения позволили объяснить изменение прочностных показателей в зависимости от габаритов образцов и условий испытаний. Также была предложена формула масштабного эффекта:
В настоящее время, в основном, используются методы исследования при одноосном сжатии. Однако данные методы не моделируют условия залегания, для которых характерно объемное сжатие.
Методы испытания путем вдавливания шарика в породу не позволяют получить данные, пригодные для геомеханического моделирования пласта в целом, а определяют данные предела текучести, твердости по штампу.
Рядом исследователей [45, 46, 47, 10] проводились испытания для штампов размеров от 1 до 10 мм, где они пришли к выводу о повторяемости параметров при размерах штампов от 1,5 до 10 мм и резким увеличении предела текучести при уменьшении диаметра штампа менее 1,5 мм. Данное утверждение согласуется с размерами зерен пород, слагающих образцы. Так при размерах штамма менее 1,5 мм исследуется конкретное зерно, на которое попал штамм.
Попытки авторов Н.С. Тимофеева, Р.Б. Вугина, P.C. Яремейчука [48, 49],Б.В. Байдюка [45], Эйгелеса P.M. [50], H.H. Павловой [46], М. К. Сеид-Рза [51] и Аланом Д. [52] провести исследования образцов при всестороннем сжатии позволили установить ряд закономерностей при деформировании горных пород. К недостаткам подобных схем исследований можно отнести трудоемкость, низкую воспроизводимость и, что самое главное, слабую корреляцию со скважинными данными.
Отдельной группой стоят методы акустического исследования образцов. Данные методы нашли широкое распространение в зарубежной практике в связи с низкой их стоимостью, а также отсутствием необратимых деформаций породы (неразрушающие методы).
При исследовании образцов акустическими методами выделяются следующие волны:
- продольная волна (Р);
- поперечная волна (S);
- волна Стоунли (St).
На основе полученных скоростей определяются геомеханические параметры. Так коэффициент Пуассона определяется по зависимости
где: ts - время пробега поперечной волны;
tp - время пробега продольной волны;
us - скорость пробега поперечной волны;
up - скорость пробега продольной волны.
Под термином «пробег» подразумевается расстояние от излучателя до приемника.
Результаты данных методов плохо согласуются с данными исследования керна при одноосном сжатии. В литературе коэффициент Пуассона, полученный по данным акустических исследований, называется динамическим, а коэффициент, полученный при разрушении образца - статическим.
Геолого-физическая характеристика пласта ЮВ11
В геологическом разрезе Урьевского месторождения выделяются терригенные отложения палеозойского фундамента, юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования осадочного чехла.
Промышленная нефтегазоносность Урьевского месторождения связана с пластами групп АВ, БВ, ачимовской толщи, ЮВ0 и ЮВ1. В составе горизонта ЮВ1 на Урьевском месторождении выделено два продуктивных пласта – ЮВ11 и ЮВ12. Объектом исследования являются отложения васюганской свиты - пласт ЮВ11 в пределах Западно-Урьевского участка.
Общая толщина пласта ЮВ11 по скважинам, расположенным в пределах Урьевского ЛУ, изменяется от 8,4 м до 25,2 м при среднем значении 18,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 17,3 м при среднем значении 5,5 м, расчлененность – от 1 до 7 пропластков (в среднем 2,2). Карта эффективных нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке 3.1.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам Западно-Урьевского участка изменяется от 1,2 до 15,4 м (среднее значение 8,1 м), расчлененность – от 1 до 7 пропластков (в среднем по залежи 2,2). Участок характеризуется сложной формой, размерами (в пределах ЛУ) 18,1х14,1-6,4 км, при высоте продуктивных отложений до 162,0 м. Тип залежи на участке – пластово - сводовый, с литологическими экранами.
В пределах Урьевского ЛУ ВНК изменяется с а. о. -2701,0 м (р-он СКВ. 220Р), понижаясь в северном направлении до а. о. -2712,7 м (р-он СКВ. 67Р) на расстоянии около 15 км.
Пласт ЮВ11 представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, реже – среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, буровато-серые, однородные, или слоистые, вследствие смены зернистости осадка, а также концентрации УРД, и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения.
Коллекторские свойства пласта ЮВ11 по керну изучены в достаточном объёме (50 скважин), охарактеризованы 947 определениями открытой пористости и 846 определениями абсолютной проницаемости (таблица 3.1). Диапазон изменения открытой пористости от 10,3 до 25,5 %, средневзвешенное значение по пласту составляет 15,3 %, диапазон изменения абсолютной проницаемости от 0,1 до 747,2 10-3 мкм2, средневзвешенное значение – 9,10 10-3 мкм2. Средневзвешенное значение абсолютной проницаемости нефтенасыщенной части пласта составляет 8,4 10-3 мкм2. Слагающие пласт породы - коллекторы относятся ко II - V классам проницаемости.
По данным геофизических исследований пористость и проницаемость изучены в 749 скважинах, нефтенасыщенность – в 713 скважинах. Среднее значение коэффициента пористости по пласту составляет 16,8 % (интервал изменения – 10,8-22,8 %), проницаемости – 11,210-3 мкм2 (интервал изменения – 0,3-45,510-3 мкм2), нефтенасыщенности – 56,5 % (19,5- 84,8 %).
Физико-химическая характеристика пластовой нефти пласта ЮВ1 изучена на основании результатов исследований 112 поверхностных (разгазированных) проб из 97 скважин и 60 глубинных проб из 25 скважин.
По поверхностным пробам плотность нефти пласта ЮВ1 изменяется от 825 до 913 кг/м3, в среднем составляет 850 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,03 %), смолистой (5,18 %), сернистой (0,94 %), с содержанием асфальтенов – до 0,78 % (в среднем 0,46 %).
Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 98 м3/т, плотность пластовой нефти – 759 кг/м3, сепарированной – 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,88 мПас.
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание – 84,0м3/т, объемный коэффициент – 1,2, плотность сепарированной нефти – 835кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана – 68,41 %, этана – 11,24%, пропана – 11,38 %, изобутана – 1,5 %.
Геолого-физическая характеристика пластов горизонта ЮВ1 представлена в таблице 3.1.
Формирование пласта ЮВ11 происходило преимущественно в условиях мелководно-морского шельфа в период с наиболее низким уровнем моря, что обусловило значительный вынос терригенного материала в седиментационный бассейн за всю верхнеюрскую эпоху. Пласт имеет сложное геологическое строение, обусловленное резкой сменой фациальных обстановок. Прослеживается множество литологических экранов, неоднородность распространения коллекторов пласта и частично затрудненная гидродинамическая связанность коллекторов, выраженная разными уровнями ВНК на отдельных участках залежи.
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта ЮВ11 – 5,8 м. Расчлененность в целом невысокая – 2,2, фильтрационно-емкостные свойства низкие - Кп – 16 %, Кпр – 9,3 х10-3 мкм2.
Горизонт ЮВ1 приурочен к первому гидрогеологическому комплексу. Низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов обуславливают слабые притоки пластовых вод. Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу. Плотность пластовой воды составляет 1,015 г/см3. По имеющимся материалам минерализация пластовых вод первого комплекса на площадях Вартовского свода составляет 25-33 г/л.
Продуктивные отложения Основной залежи условно делятся на два участка: Урьевский и Западно-Урьевский, отличающихся коллекторскими свойствами, распределением нефтенасыщенных толщин и положением ВНК.
Западно-Урьевский участок, являющийся наиболее перспективным, ограничен с запада внешним контуром нефтеносности, в южном направлении контуры участка раскрываются на Чумпасский и Западно-Чумпасский ЛУ (при частичном литологическом экранировании), в северном направлении – на Лас-Еганский ЛУ, на востоке сообщается с Урьевским участком одноименной залежи. Расположение нефтяных залежей объекта ЮВ1 Урьевского месторождения представлено на рисунке 3.2.
Решение задачи по оптимизации системы заводнения, применительно к проблематике разработки объекта ЮВ1, в сложившейся ситуации относится к Западно-Урьевскому участку, в связи с чем, дальнейший анализ будет проводиться в пределах Основной залежи элемента 9, который характеризуется сформированной системой разработки, за исключением краевых зон залежи, более продуктивными толщинами и сравнительно более высокими ФЕС. Геологические запасы участка – 97750 тыс. т, извлекаемые – 34310 тыс.т, утвержденный КИН – 0.351.
Анализ динамики обводнения скважин
Выдвинутое в текущем разделе предположение о наличии латеральной анизотропии пласта рассматривается на основе динамики обводнения скважин и расчета извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения.
Для определения темпов обводнения скважин была создана выборка из 94 пар нагнетательных и добывающих скважин. При этом, учитывая сравнительно небольшой период разработки участков с момента начала активного разбуривания залежи, для анализа выбирались скважины с представительной историей эксплуатации.
При анализе динамики обводнения скважин оценивалась обводненность по каждой добывающей скважине выборки через 30 месяцев непрерывной работы (таблица 3.12).
Обобщенные результаты анализа приведены в таблице 3.13 и отображены на рисунке 3.19 в виде роз-диаграмм по каждому участку анализа.
На всех участках анализа скважины, расположенные на линии закачки в направлении СЗ-ЮВ, обводняются гораздо быстрее, чем на линии закачки СВ-ЮЗ.
Обводненности скважин по второму и третьему направлениям сопоставимы, в связи с чем, эти направления в таблице 3.13 объединены в группу ЮЗ-СВ.
На рисунке 3.20 приведена осредненная динамика обводнения групп скважин по первым трем участкам анализа, характеризующихся девятиточечной системой воздействия, в зависимости от направления закачки.
Полученные результаты динамики обводнения добывающих скважин свидетельствуют о выраженной латеральной анизотропии по проницаемости в направлении СЗ-ЮВ, при этом на протяжении 30 месяцев обводненность в направлении ЮЗ-СВ практически не изменяется.
Что касается участка 4, основной отличительной чертой которого является однорядная система разработки (комбинированная с горизонтальными скважинами в добывающем ряду), то с точки зрения организации системы заводнения, на первый взгляд все сделано "правильно": добывающие скважины на линии закачки в направлении СЗ-ЮВ отсутствуют.
Таким образом, интенсивного обводнения горизонтальных скважин наблюдаться не должно, но в фактически сформированных условиях системы заводнения с расстоянием между скважинами 450-500 м и длиной горизонтального ствола 500 м, наблюдается обратная картина. В условиях наличия ярко выраженной неоднородности проницаемости по латерали, достаточно высокая длина горизонтального ствола, расположенного перпендикулярно направлению латеральной анизотропии, сыграла свою роль и отнюдь не положительную.
За счет близкого расположения горизонтальных стволов к линии закачки (рисунок 3.21) наблюдается более интенсивное обводнение горизонтальных скважин, чем наклонно-направленных, расположенных на линии закачки в направлении, ортогональном направлению анизотропии.
Характер распределения динамики обводнения скважин в зависимости от направления закачки подтверждает результаты ранее полученных расчетов коэффициентов взаимовлияния (рисунок 3.22).
Далее, с целью оценки возможного объема вовлекаемых в разработку запасов нефти по группам скважин, расположенных на линии закачки по направлению и ортогонально направлению латеральной анизотропии проницаемости, по участкам, разбуренным по 9-точечной обращенной системе, проведены соответствующие расчеты методом характеристик вытеснения. Результаты расчетов приведены в таблице 3.14 и на рисунках 3.23-3.25.
По всем трем участкам наблюдается одна картина: скважины, расположенные на линии закачки в направлении СЗ-ЮВ, за счет интенсивного обводнения характеризуются меньшим значением КИН.
По участку 4 характеристика выработки запасов складывается по худшему сценарию. Участок отличается высокой входной обводненностью с последующим интенсивным ее ростом (рисунок 3.26). На рисунке 3.26 для сравнения синим и красным цветом показаны осредненные зависимости КИН/обводненность для различно ориентированных групп скважин участков 1-3. Кривая характеристики вытеснения участка 4 находится ниже кривой "неблагоприятных" скважин, расположенных на линии закачки в направлении латеральной анизотропии на участках 1-3. Столь неэффективную динамику выработки запасов участка, авторы связывают с долей "неблагоприятного" фонда горизонтальных скважин участка 4 – все они подвержены влиянию закачки воды в направлении СЗ-ЮВ.
По результатам анализа можно седлать следующие выводы:
- характеристики обводнения добывающих скважин свидетельствуют о выраженной латеральной анизотропии в направлении СЗ-ЮВ;
- скважины, расположенные на линии закачки в направлении СЗ-ЮВ, за счет более интенсивного обводнения характеризуются низким коэффициентом нефтеизвлечения;
- наиболее неблагоприятными показателями выработки запасов характеризуется участок 4 с максимальной долей скважин, подверженных воздействию закачиваемой воды по направлению латеральной анизотропии;
- полученные результаты по динамике обводнения скважин корреспондируют с распределением коэффициентов взаимовлияния скважин по направлениям.
Определение неопределённостей при построении модели
При построении геомеханической модели были выделены следующие неопределености, а также были предложены пути их снижения. [138]
Погрешность при интерпретации акустического каротажа – при интерпретации акустического каротажа возможно появление различных «фантомных» участков, не отвечающих физическим параметрам пород. Особенно это актуально при проведении исследований в обсаженном и зацементированном стволе.
Для снижения данного фактора необходима экспертная оценка информации получаемой при акустическом каротаже.
Погрешность при использовании нейросетевых моделей для синтеза акустического каротажа – для получения адекватной синтетической модели каротажа помимо достаточной по количеству и по качеству обучающей выборки необходимо так же экспертное понимание качества получаемых моделей. Конечно, не одна нейросетевая модель не заменит прямых акустических исследований. Однако, для снижения негативного влияния использования нейросетей необходимо их сравнение с качественными прямыми замерами не участвующими в обучающей выборке.
Погрешности при использовании интерполяционных методов при построении распределения коэффициента Пуассона.
При использовании интерполяционных методов значения размазываются и в случае наличия каких либо аномалий в межскважинном пространстве (например малоамплитудные или безамплитудные дизъюнктивные нарушения и т.д.) данные о их свойствах будут утеряны. С нашей точи зрения критерием применимости того или иного интерполяционного метода является сходимость расчетных данных с фактическими.
Наиболее перспективным с точки зрения детализации межскважинного пространства с нашей точки зрения является использования интерполяции с учетом трендов полученных при сейсмических исследованиях. В данном исследовании, в виду отсутствия кубов скоростей us и up, данная работа не выполнялась.
Погрешность при расчете давления вышележащих пород.
Данная проблема рассматривалась зарубежными исследователями, конечно для детального учета давления вышележащих пород необходим полный плотностной каротаж. Однако, с учетом неопределеностей других параметров, использование среднего показателя не вносит значительной ошибки.
Погрешность при определении пластового давления [139]
Существует несколько типов неопределённостей данного параметра:
Неопределённость в определении распределении пластового давления по разрезу. К сожалению, в нашей повседневной практике мониторинга разработки месторождений невозможно получить данные по текущему распределению давления по разрезу. Это связанно со значительной трудностью и стоимостью проведения подобных исследований. Отсутствие значений распределения пластового давления по пропласткам не позволяет определить направление развития трещины в каждом из пропластков.
Неопределенности в замере значений пластового давления. В ходе анализа фактического материала Авторами неоднократно отмечалось несоответствие давления в предоставляемых технологических режимах режиму работы скважины. Так же существует определённая погрешность при интерпретации ГДИС по замеру пластового давления. Данные неопределенности могут быть значительно снижены при экспертной оценке получаемых параметров.
Неопределенности, возникающие при интерполяции значений пластового давления в межскважинном пространстве.
Данная проблема аналогично проблеме интерполяции коэффициента Пуассона и может быть решена построением достоверной геолого-гидродинамической модели. Однако решение проблема построения достоверной геолого-гидродинамической модели чрезвычайно масштабно, и выходит за рамки данной работы.
Представленные неопределенности в значительной мере снижают достоверность полученной геомеханической модели. Нахождение путей снижения перечисленных выше неопределённостей, будет способствовать дальнейшему совершенствованию геомеханического моделирования.
Однако при снижении неопределеностей возникают дополнительные затраты как финансовые так и временные, понятно что снижение всех неопределённостей является сверх задачей. Для принятия оперативного решения о выделении ресурсов для снижения неопределеностей в том или ином направлении необходимо ответить на следующие вопросы:
- В какой степени отклонение в том или ином параметре влияет на конечное значение минимальный напряжений.
- Какова вероятность возникновение погрешностей или предельных отклонений в том или ином параметре для условий пласта ЮВ Урьевского месторождения.
Для определения влияния параметров был проведен анализ чувствительности рисунок 4.6.
Как видно из графика наибольшую ошибку до 30% вносит неопределенность в коэффициенте Пуассона. Однако, в повседневной практики коэффициент Пуассона связан с выделением коллектора и глин по данным геофизических исследований. Следовательно, максимально возможная ошибка в определении коэффициента Пуассона не будет превышать 6%. При этом отклонения в определении пластового давления, в связи с неравномерной выработки запасов и несовершенством процесса измерения, могут достигать значительных величин.
Одним из негативных факторов, возникающих при последовательном проведении многостадийного ГРП, является отклонение последующей стадии от основного направления трещины. [136, 137] (рисунок 4.7).
Подобные явления приводят к неоптимальному закреплению трещин, к потере их эффективной фильтрующей длины, повышению риска возникновения ситуации СТОП по устьевому давлению. Кроме того, подобные явления могут приводить к изменению направления последующей трещины с необходимого направления – параллельно фронту нагнетания на перпендикулярное фронту нагнетания, что приводит к преждевременному обводнению добывающей скважины (рисунок 4.8).