Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Принципы построения функциональной схемы ускоренной доразведки и разработки нефтяных месторождений 9
1.1. Общие положения 9
1.2. Функциональная схема ускоренной доразведки и разработки нефтяных месторождений 10
1.2.1. Подсистема выбора места заложения и профиля разведочных и добывающих скважин 11
1.2.2. Подсистема оптимизации механического углубления ствола скважины 15
1.2.3. Подсистема оптимизации вскрытия продуктивных пластов-коллекторов 15
1.2.4. Подсистема оптимизации процесса испытания скважины 16
1.2.5. Подсистема оптимизации для первичного освоения добывающих скважин... 17
1.3. Функциональная схема проектирования строительства скважин на стадии ускоренной доразведки и подготовки нефтяных месторождений к разработке 18
1.4. Постановка задач исследований 19
1.5. Выводы 20
Глава 2. Физические основы и методология построения энергетических моделей нефтяных залежей 21
2.1. Принципы построения энергетических физико-геологических моделей залежей 21
2.1.1. Математическое моделирование энергетической модели нефтяной залежи ... 22
2.1.2. Физико-литологическая модель залежи 26
2.1.3. Фильтрационно-емкостная модель залежи 26
2.1.4. Физико-механическая модель залежи 27
2.1.5. Флюидная модель залежи JKJ
2.1.6. Гидродинамическая модель залежи 30
2.2. Система комплексной интерпретации данных статистических физико-геологических моделей 31
2.3. Программное обеспечение системы построения физико-геологических моделей залежей
2.4. Экспериментальные исследования по прогнозированию свойств продуктивных пластов и построению энергетических моделей нефтяных залежей по данным объемного натурного моделирования
2.4.1. Методика и техника проведения экспериментальных исследований 35
2.4.2. Комплексная обработка и интерпретация экспериментальных исследований. 38
2.4.3. Прогнозирование продуктивных объектов по результатам анализа энергетической модели Баганского месторождения 51
2.5. Выводы 59
Глава 3. Разработка информационно-управляющей системы нефтедобывающего предприятия на этапах доразведки и мониторинга разработки нефтяных месторождений 61
3.1. Разработка требований к созданию ИУС «Северная нефть» 61
3.2. Принципы построения информационно-управляющей системы ОАО «Северная нефть» на этапах доразведки и разработки нефтяных месторождений 52
3.3. Принципы построения информационно-вычислительной системы ОАО «Северная нефть» 65
3.4. Информационное обеспечение системы «доразведка-разработка» для типового нефтедобывающего предприятия 66
3.5. Организация геоинформационного мониторинга разработки южной группы нефтяных месторождений ОАО «Северная нефть» 73
3.5.1. Концептуальные основы организационного обеспечения геоинформационного мониторинга 73
3.5.2. Требования к созданию системы мониторинга разработки нефтяных место-рождении на поздней стадии эксплуатации 75
3.5.3. Методическое и программное обеспечение мониторинга разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации скважин
3.5.4. Регламент на проведение геоинформационного мониторинга разработки нефтяных месторождений 85
3.5.5. Геолого-технические мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов и интенсификации притоков на основе данных геоинформационного мониторинга разработки нефтяных месторождений 89
3.6. Выводы 99
Глава 4. Результаты опытно-промышленного опробования и внедрения геоинформационных технологий 100
4.1. Промышленное опробование и внедрение геоинформационных технологий для Баганского месторождения
4.2. Результаты опытно-промышленного опробования и внедрения геоинформационного мониторинга разработки нефтяных залежей Сандивейского месторождения...
4.3. Результаты опробования и внедрения геоинформационного мониторинга разработки нефтяных залежей Салюкинского месторождения 121
4.4. Результаты опробования и внедрения геоинформационного мониторинга разработки Веякошорского месторождения 130
4.5. Выводы 131
Заключение 132
Литература 133
- Подсистема выбора места заложения и профиля разведочных и добывающих скважин
- Математическое моделирование энергетической модели нефтяной залежи
- Принципы построения информационно-управляющей системы ОАО «Северная нефть» на этапах доразведки и разработки нефтяных месторождений
- Результаты опробования и внедрения геоинформационного мониторинга разработки нефтяных залежей Салюкинского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы. В условиях рыночной экономики решение задачи повышения уровня добычи нефти требует ускоренного ввода в действие новых месторождений углеводородного сырья (УВС) и более эффективной эксплуатации действующих месторождений. При этом значительная экономия материальных и финансовых ресурсов и времени может быть получена при доразведке и доразработке месторождений УВС за счет применения новых геоинформационных технологий управления доразведкой и разработкой на основе использования соответствующих информационно-управляющих систем (ИУС) и внедрения автоматизированного мониторинга разработки месторождений, основанного на применении системного подхода.
Безусловно актуальным будет являться решение данной проблемы при ускоренной доразведке и подготовке запасов УВС к промышленному освоению для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, когда текущая обводненность продукции превышает 80 %.
В условиях ряда небольших месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, характеризующихся сложным геологическим строением и низкой эффективностью геолого-разведочных работ на больших глубинах залегания продуктивных пластов, приводящей к бурению излишнего количества скважин из-за нерациональности места их заложения, возникает необходимость применять специальные технологии по увеличению нефтеотдачи.
Создание оптимальных систем доразведки и мониторинга разработки месторождений УВС на поздней стадии эксплуатации позволит обеспечить увеличение конечной нефтеотдачи продуктивных пластов за счет управления процессом вытеснения нефти водой и другими технологическими агентами. Это позволит получить максимально возможную прибыль при открытии новых промышленных запасов УВС в залежах, как ранее пропущенных при геологоразведочных работах, так и находящихся ниже забоя эксплуатационных скважин в многоярусных месторождениях.
При этом кардинальным решением проблемы повышения эффективности комплекса «ускоренная доразведка — разработка» месторождений для нефтегазодобывающего предприятия является создание в рамках информационно-управляющей системы предприятия подсистемы постоянно-действующих цифровых физико-геологических моделей залежей, методическое и программное обеспечение которых базируется на современных и высокоэффективных алгоритмах системной обработки и интерпретации геолого-геофизической, газогидродинамической, технологической и промысловой информации.
Цель работы. Разработка высокоэффективных геоинформационных технологий и комплекса мероприятий для ускоренной доразведки и эффективной разработки сложнопостро-енных продуктивных пластов на примере месторождений южной группы ОАО «Северная нефть».
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи исследования:
анализ современного состояния и оценка эффективности разведки и разработки группы сложнопостроенных месторождений УВС;
разработка концептуальных основ создания технологии ускоренной доразведки и разработки месторождений УВС;
разработка научно-методических основ создания цифровых постоянно-действующих физико-геологических моделей залежей на основе интегрированной обработки геолого-геофизической и гидродинамической информации;
разработка принципов и методологии создания информационно-управляющей системы нефтедобывающего предприятия при доразведке и разработке нефтяных месторождений;
организация и оценка эффективности промышленного применения геоинформационных технологий при реализации мониторинга разработки месторождений УВС.
Научная новизна работы.
1. Разработаны концептуальные основы к созданию технологии ускоренной разведки и
эффективной разработки нефтегазовых месторождений на основе геоинформационных тех
нологий.
2. Разработана технология построения цифровых постоянно действующих физико-
геологических моделей залежей на основе интегрированной системной обработки натурной
геолого-геофизической и гидродинамической информации.
Разработана информационная модель информационно-управляющей системы типового нефтегазодобывающего предприятия.
Разработаны требования и функциональная структура сетевого банка данных для информационно-управляющей системы типового нефтегазодобывающего предприятия.
Разработана информационная модель ускоренной доразведки и разработки месторождений УВС, позволяющая значительно снизить время ввода месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию с одновременным приростом запасов УВС.
Разработана технология сетевого информационного мониторинга месторождений ОАО «Северная нефть», основанная на создании информационно-вычислительной системы и коммуникационной схемы по разрабатываемым месторождениям.
7. Получены функциональные зависимости энергетических характеристик продуктивных пластов от фильтрационных свойств горных пород. Основные защищаемые научные положения.
Концепция и принципы построения многоуровневой информационно-управляющей системы и информационной модели для ускоренной разведки и разработки УВС.
Постоянно действующая интегрированная физико-геологическая и гидродинамическая модель залежи пилотного проекта, основанная на функциональных зависимостях энергетических характеристик продуктивных пластов от фильтрационно-емкостных характеристик.
Рациональный комплекс геолого-геофизических и гидродинамических исследований для организаций сетевого геоинформационного мониторинга ускоренной разведки и разработки месторождений УВС.
Методология регулирования фильтрационных потоков при обработке нагнетательных и добывающих скважин при замкнутом воздействии на нефтяные пласты на основе энергетической геоинформационной модели залежи.
Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач учитывался опыт разработки ряда месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Проводились теоретические и экспериментальные исследования на пилотных объектах ОАО «Северная нефть». Использовались апробированные методы теории вероятности, математической статистики и управления сложными системами.
Достоверность научных выводов и рекомендаций основана на статистическом анализе результатов многочисленных экспериментальных и промышленных исследований, обобщении опыта разработки нефтяных месторождений, результатах опробования созданной гео-информационной технологии ускоренной разведки и информационного обеспечения мониторинга месторождений ОАО «Северная нефть».
Практическая ценность работы.
Разработанные концепция и методология ускоренной разведки и разработки нефтяных месторождений позволили эффективнее использовать лицензионные участки недр одного из регионов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Результаты геоинформационного мониторинга месторождений позволяют обеспечить оптимизацию их разработки и повысить нефтеотдачу продуктивных пластов.
3. Разработанная информационно-управляющая система для нефтегазодобывающего
предприятия позволяет в оперативном режиме осуществлять контроль и управление разра
боткой месторождений УВС в сложных условиях.
Под руководством и непосредственном участии автора разработаны и внедрены следующие руководящие документы:
технологический и рабочий проекты диспетчерской АСУ системы телеметрии для месторождений ОАО «Северная нефть»;
гидравлическая программа бурения скважин на Баганском и Северо-Баганском месторождениях;
методические рекомендации при проводке наклонно-направленных скважин на месторождениях ОАО «Северная нефть»;
регламент на бурение наклонно-направленных скважин на месторождениях вала Гам-бурцева;
технологический регламент на крепление скважин на месторождениях ОАО «Северная нефть»;
регламент технологии глушения скважин;
регламент технологии нестационарного заводнения на месторождения ОАО «Северная нефть»;
регламент освоения скважин на месторождениях ОАО «Северная нефть»;
регламент на проведение геомониторинга разработки нефтяных месторождений ОАО «Северная нефть» на поздней стадии эксплуатации.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:
на IV-ом научном симпозиуме «Геоинформационные технологии в нефтегазовом комплексе» (Уфа, 2005 г.);
на научно-практической конференции «Новые инновационные технологии в области разработки нефтяных и газовых месторождений» (Москва, 2005 г.);
на семинарах и совещаниях Ухтинского государственного технического университета (2004—2006 гг.).
В ходе выполнения данной работы автор пользовался консультациями д. т. н., профессора В. Н. Рукавицына, к. т. н. В. Г. Савко, которым выражает искреннюю благодарность за ценные советы и замечания по диссертационной работе.
Автор благодарит сотрудников ОАО «Северная нефть», Ухтинского государственного технического университета, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ЗАО «Геоспектр», ЗАО «Нефтегеотехнология», оказавшим содействие при проведении экспериментальных исследований и внедрении результатов диссертационной работы.
Подсистема выбора места заложения и профиля разведочных и добывающих скважин
Согласно известным методическим рекомендациям [6,14,43,76,77] по поиску и разведке небольших месторождений УВС и для залежей площадью порядка 2,5—3,0 км2 является целесообразным ограничиваться бурением одной поисковой скважины с переносом решения задач по доразведке на этапы проектирования и строительства добывающих скважин. Разработка оптимизированной технологии совмещения ускоренной доразведки и разработки таких залежей в настоящее время приобретает особую значимость в связи с тем, что большинство крупных месторождений вступило в позднюю стадию разработки, когда дебиты скважин по нефти снижаются, а обводненность продукции превышает 80 %. При этом также отмечается резкое снижение эффективности добычи по числу продуктивных скважин и снижения экономических показателей разработки и небольших месторождений. Высокая погрешность наземных и скважинных геолого-геофизических исследований приводит к низкому качеству подготовки малоразмерных и малоамплитудных структур к разработке, а также к бурению излишнего количества скважин из-за нерациональной системы их размещения и отсутствия надлежащего информационного обеспечении мониторинга разработки.
На необходимость доразведки месторождений УВС в процессе их разработки указывалось в работах Е. Я. Алексеева, В. К. Баба-заде, Н. И. Буялова, Н. Е. Быкова, Г. А. Габри-элянца, П. П. Забаринского, Р. А. Егорова, Е. Ф. Фролова, И.И. Нестерова. В. Б. Васильева, Н. П. Лебединца, В. П. Филиппова, А. Я. Фурсова и других исследователей. В известных работах "эксплуатационная" разведка рассматривается как непосредственное продолжение детальной разведки, осуществляемая уже во время разработки отдельных разведанных и оконтуренных залежей месторождения УВС.
Анализ научно-технической литературы и производственный опыт дают основание сказать, что для повышения эффективности разработки (в самом широком смысле этого термина) месторождений предварительно необходимо: — повышать объемы и точность исследовательских работ при бурении скважин; — точнее выбирать место размещения ствола или стволов скважины в продуктивном пласте; — качественнее вскрывать продуктивный пласт; — выбирать рациональную технологию освоения скважин. Исходная информация должна обобщаться и превращаться в математические модели, которые далее позволят рациональнее бурить следующие скважины, рациональнее вести до-разведку и разработку месторождений. Безусловно необходимо повышать культуру мониторинга (наблюдения, оценка, прогноз) разработки залежей (месторождений). Все это необходимо осуществлять комплексно, т.е. создавать на промыслах информационно - управляющие системы. 1.2. Функциональная схема ускоренной доразведки и разработки нефтяных месторождений [45,49] Для решения обозначенных проблем нами разработана функциональная (технологическая) схема оптимизированной доразведки и разработки месторождений УВС, которая приведена на рис. 1.1. В состав системы входит 14 подсистем: 1 — подсистема прогнозирования физико-геологической модели залежи (месторождения), основанная на комплексной интерпретации наземной сейсмической, скважинной геолого-геофизической и промысловой информации; 2 — подсистема построения газогидродинамической модели, основанная на интерпретации натурных скважинных гидродинамических и других промысловых исследований; 3 — подсистема оптимального выбора места заложения разведочных и добывающих скважин; 4 — подсистема проектирования геологической части ГТН для строительства скважин, основанная на анализе физико-геологической и газогидродинамической модели; 5 — проектирование технологической части ГТН для строительства скважин; 6 — подсистема прогнозирования осложнений и предаварийных ситуаций; 7 — подсистема оптимизации механического углубления ствола скважины, основанная на использовании волновых полей, возникающих в процессе взаимодействия породоразру-шающего инструмента с разбуриваемой горной породой; 8 — подсистема оптимизации вскрытия продуктивных пластов-коллекторов; 9 — подсистема проектирования траектории горизонтальных скважин и боковых стволов; 10 — подсистема выбора конструкции скважины; 11 — подсистема оптимизации испытаний в процессе бурения; 12 — подсистема оценки подсчетных параметров; 13 — подсистема оптимизации первичного освоения добывающих скважин; 14 — подсистема мониторинга и управления разработкой залежей на основе натурных измерений — 4D с моделированием принятия решений по увеличению нефтеотдачи пластов. Применительно к этапам оптимизации технологической схемы проектирования ускоренной доразведки и разработки нефтяных месторождений ОАО «Северная нефть» рассмотрим основные этапы технологической схемы, реализованные в дальнейшем на пилотных объектах южной группы нефтяных месторождений ОАО «Северная нефть». Сокращение количества разведочных и добывающих скважин достигается на основе комплексирования этапа доразведки залежей (месторождений) УВС с этапом разработки (доразработки) [11,46-49,76]. Технология предназначена для решения следующих задач: — принятие решений о вводе объектов УВС в опытно-промышленную эксплуатацию; — определение оптимального количества разведочных и добывающих скважин; — выбор точек заложения и профиля разведочных и добывающих скважин. Отличительными особенностями разработанной подсистемы от известных является использование интегрированной технологии ускоренной доразведки и разработки залежей, позволяющей повысить экономическую эффективность ускоренной добычи УВС за счет оптимизации разработки залежей УВС [5,48]. Оптимизация точки заложения разведочной («опережающей» добывающей) скважины при ускоренной разведке и разработке нефтяных месторождений осуществляется статистическими методами [1,6,25,43] по критерию минимума дисперсии коэффициента корреляции /?, между объемным коэффициентом нефтенасыщенности W,,, определяемым по данным испытания пластов и данным ГИС в «опережающей» скважине и энергетическим параметром геологического разреза — волновым сопротивлением (импедансом) горных пород W0, определяемым по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и объемной сейсморазведки [13,21,26,59,72]. Выбор энергетического параметра W3 обусловлен возможностью количественно оценить эффект воздействия на продуктивные пласты инструментальным путем при использовании методов увеличения нефтеотдачи (МУН), таких как низкочастотное нестационарное циклическое заводнение, высокочастотное гидродинамическое воздействие, физико-химическое воздействие при помощи специальных нагнетаемых агентов, акустическое воздействие и др. [2,5,9,20,91-102].
Математическое моделирование энергетической модели нефтяной залежи
Блок комплексной интерпретации данных. Осуществляет построение объемных физико-геологических и гидродинамических моделей согласно следующим этапам обработки входной информации: выбор буровых и сейсмических профилей, участвующих в прогнозе; расчет траектории ствола скважин; динамическая интерпретация сейсмоакустических данных; интерпретация данных гидродинамических и промысловых исследований; прогнозирование глубин залегания стратиграфических горизонтов; прогнозирование моделей объекта; прогнозирование литого-стратиграфической характеристики разреза; прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов; прогнозирование продуктивных интервалов; прогнозирование зон осложнений и зон поглощения бурового раствора; прогнозирование устойчивости ствола скважин; прогнозирование пластового (внутрипорового) давления. При заводнении нефтяных месторождений в процессе построения физико-геологических моделей учитываются динамика изменения ВНК, начальная и остаточная нефтенасыщен-ность, коэффициент и фронт вытеснения нефти за счет закачки специальных агентов. Для построения физико-геологических моделей разработан комплекс программного обеспечения "СКАН-05", который включает следующие основные процедуры: модуль 1 — расчет энергетических характеристик исследуемого геологического разреза между добывающими и нагнетательными скважинами. Осуществляет спектрально-корреляционный анализ [17,26,59-62,72,73] скважинных гидродинамических наблюдений, данных ОГТ, ВСП и межскважинного просвечивания. Позволяет в 1,5-5-2 раза повысить отношение сигнал/помеха практически без потери временной и латеральной разрешенности энергетических характеристик исследуемого геологического разреза; модуль 2 — стратиграфическая деконволюция, основанная на использовании оптимального оператора винеровского фильтра, приводящего к наилучшему соответствию одну из трасс временного сейсмического разреза ОГТ к энергетической модели среды W((i),t), [59]. Достоинство - наличие интерактивного режима согласования априорной энергетической модели с сейсмической трассой, что позволяет однозначно делать привязку отражений к горизонтам геологического разреза; модуль 3 осуществляет преобразование сейсмических трасс ОГТ в энергетические модели межскважинного пространства на основе оптимизационных способов линейной инверсии. Набор прогнозных глубинных энергетических моделей для сейсмических трасс с последовательно меняющейся координатой наземного профиля образует энергетический разрез, используемый для прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств пластов, их продуктивности и характера насыщения по латерали [44,59]; модуль 4 осуществляет преобразование энергетических характеристик разреза в объемную фильтрационную и флюидную модели межскважинного пространства, которая является основой для постоянно действующей модели залежи и используется в дальнейшем для мониторинга разработки месторождения [44,59]. Конечным результатом функционирования программного комплекса является автоматизированное построение разрезов и карт нефтенасыщенности, коллекторских свойств, плотности горных пород, эффективной толщины, пластового давления и т. п. по латерали в меж-скважишюм пространстве и ниже забоя разведочных и добывающих скважин. Характерной особенностью программного обеспечения модулей является согласование детальности получаемых моделей с качеством исходных материалов. Использование практически полной информации о свойствах среды позволяет получить оценку фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и положения ВНК с большой достоверностью. 2.4. Экспериментальные исследования по прогнозированию свойств продуктивных пластов и построению энергетических моделей нефтяных залежей по данным объемного натурного моделирования [45,50-53,58] Экспериментальные исследования выполнялись на выбранном автором пилотном объекте - участке площадью 134,04 км2 в карбонатных отложениях нижней перми, девона и силура Баганского месторождения с целью решения задач доразведки и доразработки. Экспериментальные исследования выполнялись совместно с ОАО «Севергеофизика» по разработанным геологическим и техническим заданиями [58] на проведение сейсморазве-дочных работ МОГТ-ЗД. 2.4.1. Методика и техника проведения экспериментальных исследований [17,58]
Сейсморазведочные работы 3D на Баганской площади выполнялись силами ОАО «Север-геофизика». Методика полевых работ и фактическая система наблюдения в целом соответствовала проектной. Иллюстрация распределения кратности наблюдения и расположения пунктов приема и возбуждения сигналов приведены на рис. 2.9. и 2.10.
Перед началом производственных работ проведены опытные исследования по выбору параметров возбуждения. Использованы заряды массой - 1, 2, 3, 5кг, погруженные в одиночные скважины ниже подошвы ЗМС, и групповые заряды, распределенные в трех неглубоких скважинах. Сейсмограммы максимальной разрешенности при достаточно высоком соотношении сигнал/помеха получены при взрыве заряда массой 2 кг. Линии приема располагались с шагом 300 м, расстояние между линиями приема — 50 м. Регистрирующий блок состоял из 8 линий по 120 каналов каждая.
Принципы построения информационно-управляющей системы ОАО «Северная нефть» на этапах доразведки и разработки нефтяных месторождений
К основным задачам информационно-управляющей системы следует отнести: — оценка начальных и текущих запасов нефти в реальном масштабе времени; — создание оптимальных систем доразведки, разработки и мониторинга разработки месторождений нефти; — повышение коэффициента извлечения нефти; — управление строительством разведочных, добывающих и нагнетательных скважин; — создание прогнозных технико-экономических моделей доразведки и разработки нефтяных месторождений; — обработка информации в режиме реального времени и выработка управляющих решений по оптимальной разработке нефтяных месторождений; — ввод геолого-геофизической, технологической, гидродинамической и промысловой информации в локальные базы данных; — создание постоянно действующих цифровых физико-геологических моделей месторождений; — обеспечение эффективности управления производством и технико-экономическими показателями функционирования нефтедобывающего предприятия. Основными автоматизируемыми функциями при создании ИУС нефтедобывающего предприятия являются: — сбор, регистрация, первичная обработка, передача по каналам связи и хранение геолого-геофизической, технологической и промысловой информации; — управление оптимизированной доразведкой и разработкой месторождений. В основу создания ИУС нефтедобывающего предприятия принят четырехуровневый иерархический принцип построения. Основные вычислительные ресурсы сосредотачиваются в главном информационно-вычислительном центре предприятия — ГИВЦ, узлах, связанных с локальными информационно-вычислительными центрами предприятия ЛИВЦ, объединенных линиями связи, с которыми связаны удаленные рабочие места и измерительные мобильные комплексы. Схема сбора, хранения и использования информационных потоков содержит: — данные разведочной геофизики (сейсморазведка, просвечивание залежей, гравиразвед ка и др.); — данные геофизических исследований скважин (ГИС); — данные геолого-технологических и геохимических исследований в процессе бурения разведочных, добывающих и нагнетательных скважин; — данные гидродинамических исследований скважин; — данные промысловых измерений. На основе анализа существующих автоматизированных ИУС в нефтегазовой отрасли разработаны следующие требования к созданию методологических основ их построения [50]: 1. Методическое обеспечение должно быть разработано на основе единых руководящих документов и утвержденных единых регламентов применяемых технологий; 2. Информационное обеспечение должно соответствовать единым стандартам и классификаторам, содержать согласованные структуры данных и справочников, протоколы обмена информации, средства конвертации и т. п.; 3. Единые требования к организации хранения и доступа к массивам данных, поддержка современных технологий клиент—сервер; 4. Программное обеспечение должно соответствовать согласованному базовому про граммному обеспечению; 5. Техническое обеспечение должно содержать опробованные технические решения с уче том современных промышленных стандартов и открытых систем с постоянной модернизаци ей компьютерного оборудования и соответствующих сетевых технических средств; 6. Организационное обеспечение должно обеспечить наряду с административно производственной деятельностью анализ геолого-экономической эффективности работ и управление структурными подразделениями предприятия на основе современных сетевых и коммуникационных технологий. Принципы построения информационно-управляющей системы ОАО «Северная нефть» на этапах доразведки и разработки нефтяных месторождений [45,46,50] Созданная в ОАО «Северная нефть» автоматизированная информационно-управляющая система включает следующие функциональные подсистемы с соответствующими методическим, программным и организационным обеспечением: — подсистема дополнительной предпроектной оценки разведанности и подготовленности месторождений к промышленному освоению с обоснованием способа их разработки; — подсистема оптимального проектирования доразведки; — подсистема оптимизированного строительства разведочных, добывающих и нагнета тельных скважин; — подсистема построения и хранения постоянно действующих цифровых физико геологических моделей залежей; — подсистема оптимального проектирования разработки и доразработки нефтяных месторождений с использованием комбинированных технологий воздействия на продуктивные пласты; — подсистема моделирования и оптимизации процесса доразработки месторождений; — подсистема контроля реализации проектных решений. Функциональная структура разработанной модели представлена на рис. 3.1. На первом этапе внедрения система осуществляет следующие виды работ: — ускоренную доразведку объектов УВС; — автоматизированный мониторинг разработки месторождений и управление добычей УВС; — управление строительством разведочных, добывающих и нагнетательных скважин; — управление производством и экономикой предприятия. Разработанная ИУС формируется согласно вышеприведенным требованиям по иерархической структуре с выделением четырех уровней IV (нижний) уровень предназначен для сбора, оперативной обработки, хранения и ведения локальных баз данных геолого-геофизических, геолого-технологических, геохимических, гидродинамических и промысловых исследований скважин и является входной информацией для подсистемы строительства скважин и построения моделей месторождений. III уровень предназначен для проектирования и строительства разведочных и добывающих скважин. II уровень предназначен для создания постоянно действующих цифровых физико-геологических и гидродинамических моделей с ведением банка данных уровня нефтегазодобывающего предприятия. Банк данных моделей формируется на основании результатов интегрированной интерпретации материалов геолого-геофизических, геохимических, технологических, гидродинамических и промысловых исследований на основе информации, поступающей из нижнего уровня, и обеспечивает подготовку материалов и проектных решений для управления технологическими процессами разработки месторождений. Содержит подсистему для создания статистических и детерминированных детальных объемных геолого-геофизических и газогидродинамических моделей залежей и подсистему для создания укрупненных объемных моделей месторождений.
Результаты опробования и внедрения геоинформационного мониторинга разработки нефтяных залежей Салюкинского месторождения
При расчетах используются данные барометрии в форме непрерывной кривой давление— время, серии разновременных измерений манометром на заданной глубине, серии разновременных барограмм; данные термометрии в аналогичной форме; геометрические размеры элементов конструкции скважины; физические свойства пластовых флюидов; коллекторские свойства пласта; данные о динамике изменения во времени уровней раздела фаз «вода—нефть». К выходной информации относятся корреляционные уравнения, характеризующие поведение во времени уровней раздела фаз: кривая притока и определенные на ее основе параметры пласта; индикаторная диаграмма и определенные на ее основе параметры пласта и скважины; параметры пласта, определяемые по кривой восстановления давления. Определение фильтрационных параметров пластов по кривой стабилизации дебита (КСД) [28, 37,79]. В реализуемой технологии используются: данные барометрии в форме непрерывной кривой давление—время, серии разновременных измерений манометром на заданной глубине, серии разновременных барограмм; данные термометрии; геометрические размеры элементов конструкции скважины; физические свойства пластовых флюидов; коллекторские свойства пласта. К выходной информации относятся корреляционные коэффициенты, аппроксимирующие кривую стабилизации давления и определенные на их основе параметры пласта [28,29, 37,55]. 5. Выявление внутриколонпых перетоков [27, 29, 50, 79].Определяются границы интервалов перетока, направление перетока, тип перетекаемого флюида. При реализации технологии применяются способы выделения интервалов перетока по комплексу ГИС в различных условиях измерений. 6. Определение направления внутриколонных перетоков и типа перетекающего флюида [27—29, 50, 55/.При реализации мониторинга используются методы ГИС открытого ствола, нейтронных методов и методов «приток—состав», геометрические размеры элемен тов конструкции скважины и тепловые свойства горных пород и заполнителей ствола. Определяются границы интервалов перетока, направление перетока, тип перетекаемого флюида, скорость движения флюида, объемный и массовый расход. Используется технология выделения интервалов перетока по комплексу ГИС в различных условиях измерений. Оценка дебита по расходометрии, приближенная оценка дебита по термометрии производится на основе зависимости температуры перетекающего флюида от типа флюида и интенсивности перетока. 7. Оценка дебита жидкости по механической и термокондуктивной расходометрии [27—29, 50, 55]. При расчетах используются расходограммы на различных режимах работы скважины и геометрические размеры элементов конструкции скважины. Определяется объемный расход по интервалам. Дебит определяется по скорости потока флюида в стволе скважины с учетом мощности нагревателя датчика термоанемометра, теплофизических свойств флюидов и геометрических размеров потока. 8. Оценка относительной продуктивности совместно эксплуатируемых пластов по термограммам в действующей скважине в интервалах притока [27—29, 55, 79]. При расчетах используются термограмма в действующей скважине и фоновая термограмма. Используется также информация о работающих пластах, интервалах притока по комплексу ГИС и данные о конструкции скважины. Выходной информацией являются относительные дебиты по интервалам. При реализации используется методика определения относительных дебитов по величине аномалий калориметрического смешивания. 9. Оценка относительной продуктивности совместно эксплуатируемых пластов по термограммам в действующей скважине вне интервалов притока [27—29, 55]. При рас четах используются термограмма в действующей скважине и фоновая термограмма. Используется информация о работающий пластах и интервалах притока по комплексу ГИС, данные о конструкции скважины, данные о тепловых свойствах горных пород. Определяются относительные дебиты по интервалам. Методика расчета основана на определении величины нормированного коэффициента теплоотдачи, определяющего интенсивность теплообмена флюида в скважине с окружающей средой и зависящего от суммарного дебита между интервалами. 10. Оценка относительной приемистости совместно эксплуатируемых пластов по термограммам в простаивающей нагнетательной скважине [27—29, 55]. Входной информацией являются термограммы в статике, отличающиеся временем с момента остановки скважины, фоновые термограммы в действующей и остановленной скважине. Используется информация о работающих пластах по комплексу ГИС, данные о конструкции скважины, данные о тепловых свойствах горных пород и заполнителей ствола. К выходной информации относятся относительные дебиты по интервалам. Используется методика определения темпа восстановления первоначальной температуры по интервалам и оценка на его основе относительной приемистости. //. Программный комплекс для оценки суммарных фазовых расходных характеристик потока флюида в стволе скважины [27—29, 55, 79]. Оценка скорости и суммарного расхода и фазовых дебитов однородной смеси в фонта нирующей скважине по серии расходограмм, отличающихся скоростью или направлением записи. Входной информацией являются серия расходограмм в интервале выше продуктивной толщи, отличающиеся скоростью записи, серия соответствующих замеров скорости записи, термограмма, барограмма, геометрические размеры элементов конструкции скважины. К выходной информации относятся аппаратурный коэффициент расходомера, суммарный объемный дебит скважины, значения истинных фазовых содержаний для двухфазной смеси, приближенные значения расходных фазовых содержаний и дебитов для двухфазной смеси. В технологии мониторинга используются методика построения корреляционных зависимостей «показания расходомера — скорость движения прибора» и определение на его основе скорости потока. Расчет производится по скорости потока объемного дебита. Определение плотности смеси производится по градиенту давления и по плотности истинных фазовых содержаний. Приближенная оценка расходных фазовых содержаний производится в предположении однородности потока. Оценка суммарных фазовых расходных характеристик, структуры многофазного потока [27—29,55,79]. При расчетах используются расходограммы, барограммы, термограммы, влагограммы, плотностеграммы в различных условиях измерений (устойчивая работа скважины, работа в пульсирующем режиме, неустойчивая работа при возбуждении), геометрические размеры элементов конструкции скважины, физические свойства пластовых флюидов.
