Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние исследованности проблемы и постановка задачи исследования автора 7
1.1. Общие положения 7
1.2. Обзор и обобщение теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных работ по разработке группы пластов АВ Самотлорского месторождения 9
ГЛАВА 2. Обобщение опыта многократного гидроразрыва и совершенствование теории комбинированных технологий с гидроразрывом 34
2.1. Обобщение опыта многократного гидроразрыва пласта 34
2.2. Исследование условий эффективного применения технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых систем коллекторов 46
2.3. Изучение эффективности применения комбинированных технологий при отборе нефти из пласта АВ]1"2 53
2.4. Обоснование методики создания оптимальных размеров трещин 57
ГЛАВА 3. Анализ эффективности применения грп в пласте авд2 (рябчик) самотлорского месторождения 62
Глава 4. Разработка научно-методических основ выбора точек грп в горизонтальных скважинах иреализация рекомендаций в промысловых условиях 78
4.1. Уточнение геологического строения пласта АВ]1"2 типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов 78
4.2. Уточнение геологического строения пласта ABi " типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов 86
4.2.1. Построение цифровой геологической модели 86
4.2.2. Обоснование объемных сеток и параметров модели 88
4.3. Построение структурной модели залежи 89
4.4. Построение литологических моделей залежей и распределения
4.5. Построение моделей насыщения пластов флюидами 95
4.6. Подсчет геологических запасов УВС 97
4.7. Ремасштабирование геологической модели 97
4.8. Цифровая фильтрационная модель месторождения 100
4.9. Создание фильтрационной модели 105
4.10. Уточнение параметров (адаптации) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки 109
4.11. Определение оптимальных точек для многократного гидроразрьша по стволу горизонтальной скважины 117
Основные выводы и рекомендации 123
Список литературы 1
- Обзор и обобщение теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных работ по разработке группы пластов АВ Самотлорского месторождения
- Исследование условий эффективного применения технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых систем коллекторов
- Уточнение геологического строения пласта ABi " типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов
- Ремасштабирование геологической модели
Введение к работе
Актуальность работы
Огромные запасы нефти, сосредоточенные в пластах АВ11-2, в коллекторах алымской свиты Самотлорского месторождения, вырабатываются крайне медленными темпами и объемами, что обусловлено сложнейшим строением коллекторов, представленных в основном глинистыми и тонкозернистыми породами с очень высокой неоднородностью по толщине и латерали. Это тонкослоистые породы с волнисто-линзовидными пестроцветными переслаивающимися песчаниками, глинами и алевролитами, с крайне неравномерным распределением глинистого цемента, которые вырабатываются с помощью существующих технологий с очень низкими коэффициентом нефтеотдачи. Поэтому в данной работе рассматриваются обоснование и повышение эффективности выработки запасов нефти из пласта АВ11-2 путем проведения обширных теоретических исследований, создания и внедрения комплексных технологий воздействия на пласт, включающих бурение боковых стволов из ранее пробуренных вертикальных скважин и проводку горизонтальных стволов (ГС) с одновременной разглинизацией и многоступенчатым гидроразрывом пласта.
Цель работы – повышение эффективности нефтевытеснения из пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения за счет применения комбинированной технологии, включающей проводку горизонтальных скважин и интенсификацию притока с одновременным многоступенчатым гидроразрывом пласта (ГРП).
Основные задачи:
-
Уточнение и детализация геологического строения пласта АВ11-2, оценка остаточных недренируемых подвижных запасов нефти;
-
Анализ существующих технологий выработки запасов нефти;
-
Разработка на основе математического моделирования процессов вытеснения нефти из пласта АВ11-2 типа «рябчик»;
-
Выявление путей повышения нефтеотдачи пласта АВ11-2;
-
Создание комбинированной технологии, сочетающей проводку боковых стволов горизонтальных скважин в многослойный нефтенасыщенный коллектор и вызов притока путем многоступенчатого гидроразрыва пласта.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатах и анализе промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования неизотермической фильтрации жидкости с учетом разработанных технологий гидроразрыва трещин и обобщения результатов промышленных испытаний.
Научная новизна результатов работы
-
Исследован механизм повышения притока нефти в многослойном нефтенасыщенном коллекторе с включением глинистых фракций в горизонтальном стволе путем деления ствола на отдельные нефтенасыщенные участки по значениям притока жидкости из кубов в ячейке с расположением на гранях фиктивных скважин; определены точки (интервалы) для многоступенчатого гидроразрыва пласта по участкам наименьшего притока, разделенных слабопроницаемыми пропластками; установлено, что при последовательном многоступенчатом гидроразрыве пласта с образованием трещин приток жидкости увеличивается для одного ГРП с вертикальными трещинами на 12…18 %, для двух – на 38…40 %, а для двух горизонтальных трещин с ГРП – на 42…48 %.
-
Получено, что предельные значения глубины трещины и прироста притока определяются технико-экономическими показателями за счет сопоставления затрат на ГРП с объемом трещин, характеризующихся толщиной пласта, длиной трещины, раскрытостью трещины, притока жидкости из трещины с объемом закачанного проппанта и прибыли от реализации дополнительно добытой нефти.
-
Определены качественные и количественные показатели влияния глинизированных коллекторов на эффективность ГРП, регулирование которых проводится путем разглинизации коллекторов перед ГРП и использования реагентов при содержании глин в объеме коллектора более 15 %, с учетом межслойного распределения раствора хлористого аммония в объеме не менее 0,8…1,1 м3 на 1 м перфорированной мощности.
На защиту выносятся:
-
Метод разукрупнения и уточнения геологических границ одноименных прослоев коллекторов автоматизированным способом;
-
Результаты исследований условий эффективного применения технологий многократных ГРП горизонтальных стволов для многопластовых систем;
-
Методика оценки эффективности созданных комбинированных технологий воздействия на пласт для многопластовых систем коллекторов путем совместного рассмотрения технологических и технико-экономических показателей.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
Результаты диссертационной работы применяются при разработке и дальнейшем внедрении комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов АВ11-2 на Самотлорском месторождении.
-
Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы по обоснованию проводки горизонтальных скважин и определению точек многократного ГРП, обеспечивающих регулирование притока нефти на скважины № 19895 и № 19858, позволило дополнительно добыть 1750 т нефти с экономическим эффектом 3,120 млн руб.
Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2007-2010 гг.), на научно-технических советах ОАО «ТНК-Нижневартовск» (г. Нижневартовск, 2007-2010 гг.) и нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2010 гг.).
Публикации и личный вклад автора
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в т.ч. 6 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 111 наименований. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков, 12 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: профессору Н.И. Хисамутдинову, профессору И.В. Владимирову, к.т.н. Р.Г. Сарваретдинову – за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.
Обзор и обобщение теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных работ по разработке группы пластов АВ Самотлорского месторождения
Ввиду ограниченности публикаций по состоянию разработки пластов группы АВ, в частности, по пласту ABi ", нами отдельные публикации будут рассматриваться в подробном виде, с выделением их авторов, введением комментарий и выводов с целью более объективной формулировки цели и задачи исследований по представленной работе.
Основные результаты применения технологий по извлечению запасов нефти из пласта АВ] " «рябчик» рассматривались в работах Бриллианта Л.С., Клочкова Л.Л., Шарифуллина Ф.А., Баранина В.А., Александрова В.М., Джафарова И.С., Сынгаевского П.Е., Хафизова С.Ф., Леонова В.А., Корабельникова А.И., Шаламова М.А., Саунина В.И., Пуртовой И.П., ІІгафарова А.К. и многих других [8, 12, 26, 41, 81, 82, 83, 99, 100]. В этих работах отмечается, что горизонт АВ1 - самый верхний продуктивный объект Самотлорского нефтегазового месторождения, в составе которого по геолого-промысловым данным, ГИС и керну, выделяются пласты АВ] " и АВ] . Балансовые запасы нефти пласта АВ] , находящегося на стадии опытно-промышленных работ, составляют приблизительно 960 млн. т. Пласт АВ]3 отделяется от вышележащего пласта АВ] " глинистой перемычкой толщиной 2 — 8 м. В разрезе продуктивного пласта АВ] ", по литологическим данным, отчетливо прослеживаются два основных типа пород: а) слабоглинистые, мелкозернистые песчаники с пологоволнистой текстурой; б) смешанные песчано-глинисто-алевролитовые породы с беспорядочным линзовидно-волнистым строением или чередованием тонких (от долей миллиметра до 5 - 10 мм) слоев, получившие название «рябчик». Последние подразделяются на: 1) опесчаненный «рябчик» с содержанием глинистого компонента 10 — 25%, характеризующийся по ГИС апс = 0,65 - 0,50; 2) собственно «рябчик», в котором концентрация глинистых слоев и линз составляет 25-50%, апс = 0,50 -0,35; 3) глинистый «рябчик», характеризующийся повышенным (50 - 80%) содержанием глин и апс, = 0,35 - 0,25.
Коллекторами нефти на месторождении являются глинистые песчаники и алевролиты, а среди смешанных пород «рябчикового» типа - опесчаненный «рябчик» и собственно «рябчик». Глины, сильноглинистые алевролиты, известковые породы и глинистый «рябчик» (за редким исключением) являются непроницаемым разделом. Пласт ABi1"2 «рябчик» содержит значительные запасы нефти (939,4 млн.т по категории С)), извлечение которых сопряжено с большими трудностями вследствие низких фильтрационно-емкостных свойств пород. В связи с этим изучаемый объект слабо вовлечен в промышленную разработку.
Опытно-промышленная эксплуатация объекта АВ/"2 «рябчик» ведется отдельными небольшими участками хаотично и бессистемно при отсутствии основополагающих проектных документов. Сложившиеся условия не способствуют оптимальной выработке запасов нефти пласта, с одной стороны, и не позволяют получить в достаточном объеме информацию, характеризующую добывные возможности «рябчика», с другой. Дебиты скважин, эксплуатирующих «рябчиковые» породы, достаточно низки и не всегда обеспечивают рентабельность эксплуатационного бурения при традиционной технологии добычи нефти. Поэтому важным является обобщение опыта разработки пласта, применения методов эксплуатации, технологий и технологических приемов с тем, чтобы на основе накопленной информации и изучения геологического строения отдельных зон и участков опытно-промышленных работ, а также геолого-физических характеристик одиночных скважин выработать основные концептуальные положения вовлечения в промышленную разработку пласта АВ] " «рябчик».
Авторами работы [12] выделены следующие основные технологии добычи нефти и эксплуатации скважин этого объекта, хотя они являются достаточно известными и широко распространенными направлениями [4, 50, 31, 64, 65, 80, 90, 103, 104, 105]: эксплуатация одиночных скважин в режиме рассредоточенного заводнения; эксплуатация скважин с открытым забоем; эксплуатация элементов с закачкой воды; рименение водогазового воздействия; бурение и эксплуатация скважин с горизонтальным забоем; гидравлический разрыв пласта.
К одиночным относятся скважины, пробуренные непосредственно на пласт АВ] " и переведенные с нижележащих объектов после выполнения своего проектного назначения либо по иным технико-технологическим причинам. Кроме того, к категории одиночных скважин следует относить скважины, вскрывшие два и более пласта. В последнем случае, по данным потокометрии, совместная работа пластов происходит только при их достаточно сопоставимых коллекторских характеристиках.
Эффективность эксплуатации скважин только пласта ABi " оценивалась по текущим и накопленным показателям эксплуатации, усредненным дебитам нефти и рассчитанным подвижным запасам, приходящимся на одну скважину. Анализ эксплуатационных показателей свидетельствует, что в большинстве одиночных скважин происходит их нарастающее обводнение без какой-либо организации системы заводнения на изучаемом объекте. Причина этого, отмечаемые многими исследователями являются заколонные перетоки воды из нижележащего пласта ABi3, вследствие незначительных толщин глинистых разделов между пластами, неудовлетворительное состояние ремонтно-изоляционных работ, несовершенство оборудований [13, 34, 38, 40, 57, 61, 62, 71, 78, 80, 85, 87]. В результате не только поступают неконтролируемые объемы воды в скважины (обводненность значительной части скважин изменяется от 20 до 98%), но и перераспределяется давление за счет ППД на пласте ABi , то есть скважины пласта ABi находятся в зонах с рассредоточенным заводнением [20].
Исследование условий эффективного применения технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых систем коллекторов
Новые решения по обработке стволов, как вертикальных, так и горизонтальных скважин, состоящих из множества продуктивных интервалов для создания большой проводимости и увеличения притока нефти к забою скважин, путем избирательной обработки продуктивных интервалов или интервалов, из которых ранее добыча осуществлялась в стволах скважин с множеством продуктивных интервалов, достаточно широко известны, как за рубежом, так и в России. Такие технологии оказались востребованными в связи с тем, что добыча нефти осуществляется из неоднородных по проницаемости многопластовых интервалов низкими темпами [7,10, 73, 74, 75, 107, 108].
Периодически необходимо обработать или повторно обработать один или несколько интервалов ствола скважины. Причинами для обработки или повторной обработки интервалов ствола скважины являются необходимость интенсификации притока или повторной интенсификации притока интервала в результате снижения1 продуктивности в процессе эксплуатации скважины. Примерами обработки для интенсификации притока являются обработки гидроразрыва пласта и кислотная обработка пласта для интенсификации притока. Другие операции обработки включают в себя обработку охвата, обработку для борьбы с пескопроявлением, закупоривания или изоляции интервалов, обработку герметизации или любые их комбинации. Наибольший опыт по технологиям имеет фирма «Хэллибертон энерджи сервисиз» [75]. Рассмотрим их работы более подробно.
Одной трудностью обработки выбранного интервала в стволе скважины уже с ведущейся добычей является отсутствие изоляции зон между интервалами. Каждый из выбранных интервалов, подлежащих обработке, может сообщаться с другими интервалами ствола скважины. Данное отсутствие изоляции между интервалами может препятствовать целевой обработке выбранных интервалов, поскольку материал обработки, запланированный для одного выбранного интервала, может самопроизвольно войти в незапланированный интервал. Следовательно, перед обработкой или повторной обработкой выбранного интервала ствола скважины, выбранный интервал часто должен изолироваться от других интервалов ствола скважины. Таким путем обработки могут направляться на конкретные интервалы. Обычные способы повторной изоляции (интервалов в стволе скважины включают в себя- использование изолирующих устройств, например, таких как сдвоенные пакеры, пакеры с песчаными пробками, пакеры с мостовыми пробками, изоляцию посредством цементирования и их комбинации. Такие обычные способы, вместе с тем, имеют ряд недостатков, включающих в себя более низкую пропускную способность вследствие дополнительных ограничений в стволе скважины, присущих такими способам, плохую изоляцию между интервалами и истощение между интервалами.
Таким образом, всегда существует необходимость изоляции обрабатываемого пропластка, например, перед ГРП или изоляции вод путем создания изоляции между интервалами ствола скважины для обеспечения возможности обработки или повторной обработки выбранных интервалов в стволах скважин с множеством продуктивных интервалов.
Суть 20 рассматриваемых технологий фирмы «Хэллибертон энерджи сервисиз» состоит в том, что для внедрения более конкретно предложены различные комбинации к изоляции пластов и гидроразрыву, а также подробно для создания изоляции зон, для обеспечения возможности избирательной обработки продуктивных интервалов или интервалов, из которых ранее добыча осуществлялась в стволах вертикальных и пологих скважин с множеством продуктивных интервалов.
По данной технологии способ обработки ствола скважины с множеством продуктивных интервалов, содержащий следующие этапы: обеспечение изоляционной компоновки, содержащей хвостовик и множество разбухающих пакеров, размещенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях; введение изоляционной компоновки в ствол скважины; осуществление разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров для создания изоляции зоны, по меньшей мере, одного выбранного интервала; осуществление гидравлической связи, по меньшей мере, с одним выбранным интервалом; обработка, по меньшей мере, одного выбранного интервала, содержащая перфорацию выбранных интервалов; введение обрабатывающей текучей среды, по меньшей мере, в один выбранный интервал через хвостовик; уплотнение выбранного интервала. Этап разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров может содержать введение маркирующей текучей среды в ствол скважины для контакта с указанным пакером. Этап осуществления гидравлической связи, по меньшей мере, с одним выбранным интервалом может содержать перфорацию хвостовика. При осуществлении способа предлагается использовать изоляционную компоновку, дополнительно содержащую разрывной диск, способный устанавливать гидравлическую связь, по меньшей мере, с одним выбранным интервалом после приложения к разрывному диску давления, превышающего разрывное давление разрывного диска. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, дополнительно содержащую скользящее окно, способное устанавливать гидравлическую связь посредством его приведения в открытое положение. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, содержащую скользящее окно, дополнительно способное восстанавливать изоляцию зоны, по меньшей мере, одного выбранного интервала посредством его закрытия. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, содержащую скользящее окно, дополнительно содержащее устройство минимизации негативного воздействия мелкодисперсного материала. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, дополнительно содержащую шлангокабельную линию. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку с шлангокабельной линией, выполненной с возможностью ретрансляции данных удаленных датчиков. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку с шлангокабельной линией, выполненной с возможностью приведения в действие забойных устройств с дистанционным управлением. При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку с шлангокабельной линией, приспособленной для нагнетания химикатов.
Уточнение геологического строения пласта ABi " типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов
Теоретические исследования сформулированы на основании- выводов сделанных автором по главе 1, полученных в результате обширного- обобщения теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных работ по пластам группы АВ Самотлорского месторождения. Принято, что выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов, сопровождается рядом осложнений, основным из которых является отсутствие или затруднен приток пластовых, флюидов в ствол горизонтальной скважины. Для увеличения продуктивности скважин, вскрывших низкопроницаемый коллектор, применяются ряд хорошо известных технических решений [57]: от солянокислотных ОПЗ до бурения многоствольных скважин и создания гидроразрыва пласта. Все эти технологии многократно описывались в научно-технической и патентной литературе, изложенной в главе 1.
Вместе с тем, остается открытым вопрос о том, как долго работает та или иная технология, каков ее вклад в выработке запасов нефти из низкопроницаемого коллектора. В последнее время появились работы [33, 92], в которых на основе математического моделирования с солидным научным обоснованием даются прогнозы по эффективности технологий разработки низкопроницаемых коллекторов.
Ниже мы рассмотрим на основе математической модели применение одной из современных и достаточно перспективных технологий выработки запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов, успешно прошедшей апробацию на Самотлорском месторождении.. Суть данной технологии состоит в. том; что многопластовая: система-коллектора вскрывается горизонтальной скважиной; ствол, которой содержит ряд горизонтальных или полого» направленных участков. Каждый из. таких участков ствола скважины располагается. в низкопроницаемом гидродинамически» изолированном от других слое. В горизонтальных участках последовательно, производят- гидравлический, разрыв пласта. В результате получается система вертикальных трещин, соединенных единым стволом скважины.
Исследование процессов вытеснения нефти осложнено наличием, огромного числа факторов, необходимых для корректного решения4 задач многофазной фильтрации в коллекторах. Поэтому для выявления основных закономерностей вытеснения нефти из низкопроницаемого коллектора и обобщение научно-методических основ, мы остановимся на довольно простой модели пласта, которая} тем не менее, отражает все основные особенности многофазной фильтрации, основанные на публикациях [,14, 15, 16, 17, 18, 22, 39, 46, 47, 48, 58, 88, 94, 95, 96]. В качестве инструмента исследований, использовался пакет гидродинамического моделирования "Tempest-More" (производитель Roxar/Smedvig)[72].
В качестве модели, рассмотрим участок залежи в- форме прямоугольного параллелепипеда с геометрическим размерами 1000x1000x20 м: Абсолютная отметка кровли пласта— 1660 м. Пласт состоит из двух слоев гидродинамически не связанных друг с другом (рисунок 2.8). Проницаемость и пористость пластов составляют 1 мД и 17%, соответственно. В качестве водонапорной малоактивной системы применялся аквифер, соединенный с боковыми гранями модели залежи. Проницаемость аквифера равнялась проницаемости нефтенасыщенного коллектора.
Горизонтальная скважина имеет два горизонтальных участка (рисунок 2.8). В дальнейшем мы рассмотрим четыре варианта разработки: 1 - залежь, разрабатывается горизонтальной скважиной без ГРП (база), 2 - в одном из горизонтальных участков делается ГРП с образованием вертикальной трещиной системы с абсолютной проницаемостью 1 мкм , 3 - в двух горизонтальных участках делаются ГРП с образованием вертикальных трещин с абсолютной проницаемостью 1 мкм2, 4 - в двух горизонтальных участках делаются ГРП с образованием горизонтальных трещин с абсолютной проницаемостью 1 мкм .
Свойства пластовых флюидов моделировались для условий залежей пласта ABi " с начальной пластовой температурой 60С. Плотность и вязкость воды при начальной пластовой температуре приняты равными 1.005 г/см3 и 0.51 сПз, соответственно. Для нефти плотность в поверхностных условиях составила 0.846 г/см3, вязкость - 6.78 сПз. В пластовых условиях вязкость нефти - 1.67 сПз, газосодержание - 76 м /т. нефтенасыщенность, д.ед.
Начальное пластовое давление равняется 176 Атм. Необходимо отметить, что все перечисленные параметры модельной залежи соответствуют условиям залежей нефти пласта АВ) " Самотлорского месторождения. PVT-свойства нефти и газа данного объекта приведены в работе [89].
На рисунке 2.9 представлены относительные фазовые проницаемости пластовых флюидов в системах «нефть-вода» и «нефть-газ». Так как проницаемость коллектора имеет низкие значения, а газосодержание достаточно высокое, то процессы образования фазы свободного газа при разработке залежи неизбежны. Поэтому необходимо учесть эти явления в рассматриваемой модели. При описании совместного движения трех фаз используются относительные фазовые проницаемости согласно второй модели Стоуна [3].
Моделирование разработки залежи проводили в пакете гидродинамического моделирования «Tempest-More», которое ограничено временными рамками в 20 лет, что позволит сравнивать различные технологические решения в равных временных условиях.
На рисунке 2.10 представлены кубы нефтенасыщенности на конец рассматриваемого периода для указанных выше вариантов разработки. Обращает внимание, что все варианты сопровождаются частичным разгазированием залежи.
Ремасштабирование геологической модели
Задание граничных условий для замкнутых залежей не вызывает трудностей. Наибольшую трудность вызывает моделирование участков с несвязной границей. В данном случае на объектах разработки Самотлорского месторождения мы как раз имеем данную ситуацию. Поэтому для верного задания граничных условий на границе открытых зон месторождения расчетная сетка была расширена с целью более корректного моделирования пластовой водонапорной системы.
Согласно данным разработки пластов Самотлорского месторождения водоносная область характеризуется как активная. При построении фильтрационной модели пластов Самотлорского месторождения на начальном этапе определялся объем, активность и степень взаимодействия законтурной области с рассматриваемой нефтяной залежью. Учет влияния водоносных горизонтов осуществлялся численным моделированием, для чего сетка модели распространялась за пределы контура- рассматриваемой области. Размер законтурной области и ее характеристики (проницаемость, поровый объем) уточнялись при воспроизведении динамики пластового давления по истории разработки.,
Таким образом, на добывающих и нагнетательных скважинах возможно задание, как дебитного расхода жидкости, так и известной динамики забойного давления. Возможно задание некоторой комбинации обоих условий, так как зачастую бывают известны только осредненные значения P3ag. Причем возможна ситуация, когда дебит (приемистость) скважины может быть реализован лишь при очень низких (высоких) забойных давлениях. В этом случае производительность скважины ограничивается в соответствии с предельными значениями забойных давлений.
При адаптации истории разработки по пластам АВ Самотлорского месторождения в качестве исходной информации по скважине помесячно задавались замеры дебита жидкости (вода + нефть). Источником промысловых данных являлась специализированная база, содержащая данные о фонде скважин, данные о перфорации, месячные эксплуатационные рапорты по скважинам, забойные давления (для адаптации модели в конкретных точках) и коэффициенты продуктивности.
Уточнение параметров (адаптации) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки Адаптация: фильтрационной модели разработки- месторождения требует многократного прогона программы, анализа получаемых результатов и уточнения геолого-физических и фильтрационных параметров: до достижения согласования расчетных характеристик с фактическими показателями разработки. Основным инструментом адаптации? является уточнение проницаемости вшежскважинных зонах, а также выявление непроницаемых барьеров; на пути движения воды. Дополнительное информацией при этом являются сведения О; зонах взаимовлияния скважин, установленные на основе данных по эксплуатации объекта;.
Как правило, расчетная динамика обводнения для 40-50 % добывающих;скважин всех моделируемых-объектов согласовывалась с фактической уже после первой серии расчетов. По части скважин согл асования не удал ось достичь даже после многократных прогонов расчетов с корректировкой какколлекторскихсвойств в окрестности скважищ так и 0ФП. Это объясняется следующими основными,причинами: - неточностью» в промысловых данных по истории разработки (особенно . для нагнетательных скважин); - возможным; наличием- перетоков воды, вследствие нарушения, обсадных колонн и цементного камня; - плохим качеством исходной геологической и геолого-геофизической информации по этим скважинам (неправильно определены нефтенасыщенность, проницаемость и т.д.); - невозможностью учета влияния разработки залежей нефти в выше- и нижележащих продуктивных пластах, которые при наличии вертикальной трещиноватости могут быть . гидродинамически связаны друг с другом;
При моделировании работы пластов АВ Самотлорского месторождения создатели ФМ столкнулись со всеми перечисленными выше трудностями.
Текущие и накопленные, показатели разработки продуктивных пластов пачки АВ Самотлорского месторождения, полученные: на основе математического моделирования; явились основой для дальнейшего проектирования ГТМ и расчета прогнозных показателей разработки.
Ниже представлены основные результаты адаптации гидродинамической модели продуктивных пластов АВі1"2, АВі3, АВ2-з рассматриваемого участка Самотлорского месторождения. по На исследуемом участке в районе блока G06_10 разработка началась в 1979 г. на пластах АВ) и АВг-з- Пласт ABj " введен в эксплуатацию в 1982 г. Пласты разрабатывались 201 добывающей скважиной. Заводнение пластов началось 01.10.1982 г.
Распределение начальных и текущих геологических запасов нефти модели по пластам АВ приведено на рисунках 4.21-1.24. С учетом данных карт обосновывались мероприятия по дальнейшей разработке пласта.
В рамках данной работы моделировалась часть обширной нефтяной залежи пластов группы АВ Самотлорского месторождения. Пласты ABj1"2, ABi3 распространяются за пределы рассматриваемого участка. Пласт АВг-з с севера ограничен активной водоносной областью. Динамика пластового давления определяется активностью водонасыщенной области разработкой других блоков месторождения, и расчетное давление по модели должно соответствовать фактическому по промысловым данным. При моделировании участка нами были выбраны такие геологические параметры законтурной области, которые поддерживают работу скважин с пластовым давлением не ниже давления насыщения нефти газом. При этом расчетные пластовое давление и давление на забое скважин за 1990-2010 гг. в контрольных точках соответствует факту.
Результаты адаптации фильтрационной модели пластов группы АВ приведены на рисунках 4.25-4.28. На рисунке 4.25 приводится суточный дебит, рассчитанный по модели в сопоставлении с фактическими данными за всю историю разработки, на рисунке 4.26 -динамика добычи жидкости. На рисунке 4.27 в сравнении показана обводненность продукции (факт, расчет). На рисунке 4.28 (кросс-плот) отображается качество расчета по фильтрационной модели таких показателей как накопленная добыча нефти по всем скважинам, участвующих в разработке объекта. При этом по горизонтальной оси откладывались фактические данные по скважинам, а по вертикали - расчет по модели. Как видно на рисунке 4.28 для значительного большинства скважин точки с координатами (Факт, Расчет) выстраиваются вдоль диагональной линии.
