Содержание к диссертации
Введение
1. Моделирование крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей .10
1.1. Методика построения геолого-технологической модели 10
1.2. Организация хранения и управление данными 21
1.3. Автоматизация процесса моделирования 28
Выводы раздела 1 31
2. Методика автоматизированного анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей 33
2.1. Автоматизированное распределение отборов и закачки по пластам ... 33
2.2. Методика расчета структуры остаточных запасов нефти 41
2.3. Автоматизированная методика расчета таблиц геологических характеристик, технологических факторов воздействия и технологических показателей разработки 47
Выводы раздела 2 78
3. Автоматизированный поиск решений по усовершенствованию системы разработки 80
3.1. Автоматизированный поиск проблемных участков 80
3.2. Автоматизированный поиск участков для применения МУН 86
3.3. Автоматизированный выбор скважин для зарезки БС,БГС и участков для бурения ГС 94
Выводы раздела 3 99
Основные выводы 100
Список использованных источников 102
- Методика построения геолого-технологической модели
- Автоматизация процесса моделирования
- Автоматизированное распределение отборов и закачки по пластам
- Автоматизированный поиск проблемных участков
Введение к работе
Основные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. Она характеризуется неуклонным снижением добычи нефти из-за ухудшения структуры остаточных запасов, ускоренным выбытием скважин из действующего фонда по причине обводнения, снижением эффективности проводимых геолого-технических мероприятий. На поздней стадии разработки обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти являются основными задачами. Решение этих задач требует тщательного анализа огромного количества геолого-промысловых данных, накопленных за всю историю разработки месторождения. В современном нефтедобывающем производстве для повышения эффективности данного анализа широко используются1 компьютерные базы данных, большой набор пакетов сервисных программ и различные геолого-технологические модели. Для месторождений создаются системы проектирования, анализа, контроля и управления процессами разработки, базирующиеся на построении постоянно действующих геолого-технологических моделей объектов, их регулярном уточнении по данным бурения новых скважин, гидродинамических исследований, промысловым данным; на выборе мероприятий по усовершенствованию системы разработки исходя из результатов математического моделирования [8,11,24,34,42,51,52,54,55,75-77].
На базе современной вычислительной техники за рубежом и в России создано разнообразное программное обеспечение для решения широкого круга задач проектирования и анализа разработки месторождений нефти и газа. Эти компьютерные программы предназначены для создания:
- интегрированных баз геологической, геофизической,
гидродинамической, промысловой информации;
цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения;
двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных фильтрационных математических моделей процессов разработки;
диалоговых систем и средств цветной машинной графики, обеспечивающих эффективную работу специалистов-геологов и технологов по разработке [3,26,28,42,46,51,64,77].
Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software Solutions, Tigress [78-82]. Зарубежными фирмами приводятся данные о значительном увеличении нефтеотдачи и текущей добычи благодаря использованию геолого-технологических моделей. За последнее десятилетие в связи с проникновением зарубежных компаний на российский рынок это направление более интенсивно стало развиваться и в России. Опыт работы с зарубежными системами позволил выявить ряд их недостатков применительно к российским условиям. Основными из них являются:
незащищенность от зашумленности (сравнительно низкого качества и неполноты) исходных данных по отечественным объектам;
большой объем требуемых вычислительных ресурсов (оперативная и дисковая память, быстродействие процессоров);
чрезвычайно высокая трудоемкость адаптации гидродинамической модели для крупных многопластовых месторождений с длительной историей;
закрытость программного обеспечения для их модификации, исправлений, добавлений;
высокая стоимость лицензий и их поддержки.
В силу этого наряду с программными комплексами зарубежных фирм многие российские нефтяные компании используют отечественные программные продукты. Наиболее известными из них являются LAURA, ГЕОПАК, ТРИАС, ГРАНАТ, ТЕХСХЕМА, ЛАЗУРИТ и некоторые другие
5 [4,5,6,7,15,18-22,44,45,69,72]. Эти программные комплексы обобщают многолетний опыт российских ученых и специалистов в области проектирования, анализа, контроля, управления процессами разработки и геолого-технологического моделирования нефтяных месторождений.
Большой вклад в моделирование нефтяных месторождений и развитие автоматизированной системы анализа и проектирования разработки внесли следующие ученые и специалисты: В.А.Бадьянов, Ю.Е.Батурин, ВЛ.Булыгин, Д.В.Булыгин, Г.Г.Вахитов, Ю.А.Волков, В.А.Данилов, Л.Ф.Дементьев, В.И.Дзюба, В.М.Ентов, Н.А.Еремин, Ю.П.Желтов, М.Ю.Желтов, С.Н-Закиров, Э.С.Закиров, Р.Х.Закиров, А.Б.Золотухин, Р.Д.Каневская, Р.М.Кац, В.С.Ковалев, В.И.Леви, В.ІХМайер, М.М.Максимов, М.В.Мееров, М.М.Мусин, А.И.Никифоров, Р.Х.Низаев, В.Н.Панков, М.Д.Розенберг, Л.П.Рыбицкая, Б.В.Сазонов, В.Б.Таранчук, Р.Т.Фазлыев, Н.И.Хисамутдинов, А.НЛекалин, Р.М.Юсупов и другие [6,13,14,17,23,25,30, 31,47,57, 60, 62, 63, 67,68,70].
В данной диссертационной работе предложена автоматизированная система анализа и проектирования разработки крупных многопластовых месторождений с длительной историей, созданная на основе оригинальной геолого-технологической модели, методики распределения отборов и закачки по пластам, расчета структуры остаточных запасов нефти и автоматизации поиска проектных решений по усовершенствованию системы разработки.
Актуальность проблемы. Несмотря на вступление основных нефтяных
месторождений Республики Татарстан - Ромашкинского, Ново-Елховского,
Бавлинского, Первомайского, Бондюжеского - на позднюю стадию
разработки около половины остаточных извлекаемых запасов и годовой
добычи нефти в ОАО «Татнефть» приходится на долю этих объектов. В
связи с этим исследование и дальнейшее развитие компьютерных методов
анализа и проектирования разработки крупных многопластовых
месторождений имеют практическое значение и актуальны.
Целью работы является совершенствование методов анализа и проектирования разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей путем создания автоматизированной системы.
Основные задачи исследований: создание геолого-технологической модели многопластового нефтяного месторождения; составление алгоритмов и компьютерных программ распределения отборов нефти, жидкости и закачки воды по пластам, расчета структуры остаточных запасов нефти; автоматизация поиска проектных решений по усовершенствованию системы разработки.
Научная новизна. Основные научные результаты диссертационной работы заключаются в следующем.
1. Разработана геолого-технологическая модель с иерархически
взаимосвязанными элементами, позволяющая эффективно моделировать
многопластовые нефтяные месторождения с длительной историей разработки
и большим числом скважин.
Решена задача распределения отборов нефти, воды, закачки агентов по пластам исходя из свойств флюидов, коллекторов, характера залегания пластов, интервалов перфорации.
Получены зависимости остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти от свойств флюидов, коллекторов, объемов добычи нефти, воды и закачки агентов по пластам.
Определены принципы разбиения нефтяного месторождения с большим числом скважин на относительно самостоятельные участки -элементы воздействия, их ранжирования по сложности геологического строения, интенсивности технологических факторов воздействия и эффективности технологических показателей разработки.
Научно обоснован выбор участков для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), водоизоляционных работ, скважин
7 — кандидатов для зарезки боковых, боковых горизонтальных стволов (БС,БГС) и участков для бурения горизонтальных скважин (ГС). Основные защищаемые положения.
1. Методика построения геолого-технологической модели крупных
многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей
разработки.
2. Методика автоматизированного распределения отборов нефти, воды,
закачки агентов по пластам.
Методика расчета остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти.
Методика автоматизированного выбора участков для проведения МУН, водоизоляционных работ, скважин — кандидатов для зарезки БС,БГС и участков для бурения ГС.
Достоверность результатов работы обеспечивается многочисленным тестированием программ при различных исходных данных, сопоставлением их с результатами ручного счета на контрольных примерах, сравнением их со значениями аналогичных параметров трехмерных моделей наиболее известных зарубежных пакетов, результатами их применения в промысловых условиях.
Практическая значимость. С использованием предложенных в работе методов анализа разработки крупных многопластовых месторождений выполнен расчет характеристик геологического строения, технологических факторов воздействия, технологических показателей разработки Ромашкинского месторождения по группам площадей и в целом. Определена динамика основных параметров процесса разработки пластов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения. Предложенная в работе модель в институте ТатНИПИнефть используется также при анализе, составлении технологических схем и проектов разработки ряда других месторождений Республики Татарстан.
Степень внедрения результатов исследований. Предложенные в работе методы анализа разработки крупных многопластовых месторождений реализованы в виде пакета прикладных программ «ЛАЗУРИТ», который внедрен во всех НГДУ ОАО «Татнефть», в институте ТатНИПИнефть, в ТатАСУнефть, в ряде малых нефтяных компаний Татарстана. Пакет программ «ЛАЗУРИТ» установлен на факультете геологии нефти и газа КГУ (г.Казань), в УГНТУ (г.Уфа), в Октябрьском филиале УГНТУ, в АГНИ (г.Альметьевск) и используется при подготовке специалистов для нефтяной промышленности.
Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на XIX научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефть (г.Бугульма, 1985г.), на республиканской научно-практической конференции «Пути создания и совершенствования САПР» (г.Казань, 1987г.), на научно-практической конференции «Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение научно-технического прогресса и социально-экологического развития республики» (г.Ашхабад, 1989г), в VII научно-техническим семинаре «Математическое обеспечение систем с машинной графикой» (г.Тюмень, 1990г.), на научно-практической конференции «Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов» (г.Казань, 1990 г.), на научно-практической конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов» (г.Альметьевск, 1994г.), на Первой Международной Конференции «Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной геологии» (г.Санкт-Петербург, 1995г.), на Международном симпозиуме по применению математических методов и компьютеров в геологии, горном деле и металлургии (г.Дубна, 1996г.), на научно-практической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе» (г.Альметьевск, 1996г.), на научно-практической конференции «Техника и
технология добычи нефти на современном этапе» (г.Альметьевск, 1998 г.), на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г.Альметьевск, 2000 г), на Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (г.Альметьевск, 2001 г), на 12 Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», (г.Казань, 2003г.), на региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами», (г.Ижевск, 2003 г.), на научно-практической конференции «Новые методы и технологии проектирования разработки и обустройства месторождений», (г.Пермь, 2004г.).
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов и выводов. Работа изложена на 111 страницах, в том числе 32 рисунка, 17 таблиц и список использованной литературы из 82 наименования.
Публикация работы. Основное содержание диссертации изложено в 23 опубликованных работах, в 1 патенте РФ [2,5,10,16,29,35-41,52-55, 58, 66, 71-76].
В работах выполненных в соавторстве, в той части совместно полученных результатов, которые относятся к теме настоящей диссертации, автору принадлежат постановки задач, разработка методик, составление алгоритмов, изготовление программных средств, проведение исследований и обобщение результатов, соавторам - постановки задач, изготовление программ, обсуждение методик и полученных результатов.
Методика построения геолого-технологической модели
За длительную историю разработки по крупным многопластовым нефтяным месторождениям накапливается огромное количество геолого геофизической и промысловой информации. Например, на горизонты верхнего девона Ромашкинского месторождения пробурены более 20900 скважин, они вскрывают до 9 продуктивных пластов (ДО, Д1а, Д161, Д162, Д163, Дів, Дігі, Д1г2+3, Дід), промышленная добыча нефти начата с 1950 года, то есть история разработки составляет 54 года. Если по каждой скважине, по каждому пласту, на каждый год истории определить лишь два параметра, например, нефтенасыщенность и пластовое давление, то объем данных будет составлять 20 миллионов 314 тысяч 800 значений. При представлении данных четырехбайтовыми числами с плавающей запятой, обеспечивающими минимальную точность на современных компьютерах, этим двум параметрам потребуется память в объеме более 79 мегабайт. В действительности же любая модель нефтяного месторождения оперирует не двумя, а десятками параметров, часто использует не годовые, а месячные (или еще подробнее) значения, данные представляются восьми байтовыми числами, значение параметра задается не на пластопересечение, а на каждую ячейку (в общем случае трехмерной) пространственной сетки. В силу этого используемый объем данных по крупным многопластовым месторождениям столь велик, что их моделирование целиком, несмотря на бурный ростпроизводительности вычислительной техники, до сих пор является серьезной научной и технической проблемой. Моделирование месторождения по частям (по площадям, блокам, участкам) безусловно позволяет решать большинство задач автоматизированного анализа и проектирования разработки, при этом, однако оставляет нерешенные проблемы. Современным комплексам геолого-технологического моделирования нефтяных месторождений присуще стремление к достижению наибольшей детальности для обеспечения максимальной точности расчетов. Очевидно, что сама точность расчетов не является целью, важна максимальная адекватность результатов моделирования реальным геологическим условиям и процессам разработки. Но на современном уровне развития вычислительной техники при моделировании крупных месторождений большая подробность, потенциально заложенная в компьютерные программы, не всегда дает возможность достичь большей адекватности результатов. В данной работе предлагается оригинальная геолого-технологическая модель нефтяного месторождения, построенная по принципу «максимально возможная подробность при минимальном объеме данных». Очевидно, что в данный принцип заложено противоречивое требование, однозначного разрешения которого нет, а предложенная модель является лишь одним из многих возможных решений. Однако, она позволила эффективно решать ряд актуальных задач автоматизированного анализа и проектирования разработки Ромашкинского месторождения Республики Татарстан — одного из крупнейших месторождений мира.
Ниже приводится методика построения геолого-технологической модели из иерархически взаимосвязанных элементов, условно названных «Удельная площадь», «Скважина», «Линза», «Пласт», «Геологическое тело», «Объект разработки», «Залежь». Отдельные компоненты и алгоритмы данной модели совместно с соавторами были разработаны при проектировании САПР разработки нефтяных месторождений института ТатНИПИнефть [16,29,39,73,74] и частично были реализованы на платформе ЭВМ ЕС-1061 [10,35-38]. Потом они получили дальнейшее развитие, были переведены на персональные компьютеры, полностью реализованы и внедрены в ОАО «Татнефть» [2, 52-55, 58, 66].
Базовым элементом модели является поле удельных площадей, которое строится путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине. При этом все геолого-геофизические параметры в пределах каждой удельной площади предполагаются постоянными. Элемент «скважина» образуют из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина. В элемент «пласт» объединяют удельные площади, относящиеся к одному зональному интервалу. Элементы «линза» составляют из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей пласта. Элемент «геологическое тело» образуют из множества элементов линза, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов. Элемент — «объект разработки» составляют из множества геологических тел, которые гидродинамически связаны между собой перфорированными на них действующими добывающими и/или нагнетательными скважинами. Из совокупности всех элементов «объект разработки» образуют элемент модели «залежь».
Автоматизация процесса моделирования
Анализ и проектирование нефтяных месторождений являются сложным, трудоемким процессом, содержащим большой объем рутинной работы, отнимающей много времени и мешающей проектировщику сосредоточиться на творческие задачи. Одной из важнейших задач автоматизация анализа и проектирования нефтяных месторождений является многократное уменьшение объемов работ неинтеллектуального характера. Однако, основой автоматизации анализа и проектирования является создание геолого-технологической модели месторождения, которое само является сложным трудоемким процессом, содержащим большой объем рутинной работы. Поэтому для достижения высокой эффективности, наряду с функциональными возможностями модели, крайне важен уровень автоматизации самого процесса моделирования.
В данной работе предлагается специализированная система управления расчетами, позволяющая автоматизировать процесс моделирования вплоть до автоматического режима, выполняемого (после подготовки всех данных и задания управляющих параметров) без вмешательства человека.На рисунке 7 приведен внешний вид интерфейсной программы, автоматизирующей процесс создания геолого-технологической модели нефтяных месторождений. Данная интерфейсная программа условно названа «КОНВЕЙЕР».
На верхней части главного окна программы находятся 9 кнопок, позволяющие вызвать окно контекстной подсказки, переключиться на модель требуемого объекта и вызывать 7 различных диалоговых и графических программ. Эти программы позволяют задавать управляющие параметры модели, просмотреть результаты, построить графики, разрезы, плоские и объемные рисунки.
На центральной части главного окна программы «КОНВЕЙЕР» находятся левая и правая управляющие панели. Левая панель содержит 12 подсистем программ моделирования. При нажатии на кнопку выбранной подсистемы на правой управляющей панели появляются кнопки до 12 задач, входящих в данную подсистему.
Как правило, в процессе моделирования результаты успешного выполнения одних задач являются исходными для других. Поэтому программа «КОНВЕЙЕР» непрерывно анализирует наличие исходных данных для каждой подсистемы и для каждой задачи. Обеспеченность подсистем и задач необходимыми данными отображается в центральной части главного окна в виде цветных маркеров, условно названных «светофорами». Они имеют 3 цвета: красный, желтый, зеленый, сигнализирующие полное отсутствие, частичное наличие и полное присутствие необходимых данных, соответственно.
Программа «КОНВЕЙЕР» также анализирует наличие готовых результатов и отображает их на крайне левом и правом полях главного окна в виде цветных маркеров, схематически изображающих пустую, частично или полностью заполненную емкость.
Для моделирования месторождения используются около восьмидесяти расчетных программ, каждая из которых решает определенную задачу. В процессе моделирования программа «КОНВЕЙЕР» вызывает из библиотеки необходимые модули, создавая у пользователя иллюзию, что все задачи решаются одной программой. При этом программа «КОНВЕЙЕР» эти модули выполняет - либо согласно командам пользователя, вызывая одну единственную модуль в ответ на одну команду (интерактивный режим); - либо одну за другой по заданной последовательности (автоматический режим работы). На нижней части главного окна программы находится кнопка, позволяющая включить автоматический режим. В процессе моделирования часто возникает ситуация, когда полученные результаты по тем или иным причинам не устраивают и необходимо возвратиться на несколько шагов назад. Кнопка «Del-Чистка» на нижней части главного окна программы «КОНВЕЙЕР» позволяет отказаться (уничтожить) частично или полностью от результатов моделирования, начиная с заданного этапа.
Кнопка «Esc-Выход» позволяет завершить работу программы «КОНВЕЙЕР» с сохранением всех полученных результатов. При повторном запуске программы моделирование продолжается начиная с достигнутого уровня.
Программа «КОНВЕЙЕР» позволяет из любой готовой модели вырезать требуемую подмодель заданного участка и/или пачки пластов. При этом она автоматически определяет уровень зрелости основной модели и в интерактивном режиме вырезает из нее подмодель требуемого уровня. Далее пользователь при необходимости может домоделировать подмодель до более высокого уровня в автоматическом или интерактивном режиме. Программа «КОНВЕЙЕР» способна одновременно поддерживать любое количество подмоделей, число которых ограничивается лишь физическим объемом дисковой памяти. Изложенная система автоматизации процесса моделирования нефтяного месторождения позволяет: - повышать надежность обработки данных; - уменьшить объем рутинной работы и проектировщику сосредоточиться на творческих задачах; - увеличить скорость обработки данных, выполнять массовые расчеты за отведенное производственным циклом время; - легко расширять функциональные возможности системы путем добавления в программу «КОНВЕЙЕР» новых подсистем и расчетных программ.
Автоматизированное распределение отборов и закачки по пластам
На основе геолого-технологической модели многопластового нефтяного месторождения автором изготовлены компьютерные программы для автоматизированного распределения отборов нефти, воды и закачки по пластам. При этом программы распределения - анализируют интервалы перфорации-изоляции, толщин, проницаемостей пластов, а также классов коллекторов по принятой в ОАО «Татнефть» классификации пород [51,56]; - учитывают характер залегания пластов по разрезу, площади, их геометрические параметры, потенциал воздействия действующих добывающих и нагнетательных скважин на каждый пласт; - используют ряд параметров настройки алгоритмов, подобранных эмпирически. Задача распределения отборов жидкости и закачки решается в четыре этапа. На первом этапе осуществляется автоматическое распределение отборов нефти, воды и объемов закачки по пластам. При этом с помощью диалоговой интерфейсной программы устанавливаются на значения «Да» или «Нет» 6 управляющих параметров: 1) учет зон слияния,, 2) учет пропластков, 3) учет размеров линз - количество вскрывших их скважин, 4) учет интенсивности разработки линз - отношения количества перфорированных нагнетательных скважин к добывающим, 5) учет типов разрезов, 6) округление результатов до 5-ти процентов. Задавая различные комбинации управляющих параметров для каждого анализируемого объекта, можно получить разные распределения отборов и закачки, добиваясь наиболее приемлемых результатов. Автоматический расчет процентов распределения отборов нефти, воды и закачки осуществляется по следующему алгоритму. 1) Из базы данных выбирается скважина и по ней находится год начала отбора и/или закачки. Если по скважине нет отборов и закачки, то выбирается следующая скважина. Если скважин больше нет, то алгоритм завершается, иначе переходит к пункту 2. 2) Для выбранной скважины по найденному году считываются данные по перфорации. Если значение 1-го управляющего параметра Да , то предполагается, что в зонах слияния все пласты перфорированы, если перфорирован хотя бы один из них. 3) Для выбранной скважины считываются из базы все перфорированные пласты и их параметры. Далее в расчетах участвуют только эти пласты. 4) Если значение 2-го управляющего параметра Да , то расчеты выполняются с учетом имеющихся пропластков. 5) Если значения 3-го или 4-го управляющих параметров Да , то находятся все линзы, вскрытые данной скважиной. Считываются из базы их параметры. Далее в расчетах участвуют только эти линзы. 6) Если значение 3-го параметра Да , то линзы с использованием весовых функций нечеткой логики [12,33,48,61] по общему количеству вскрывших их скважин делятся на крупные, средние и мелкие. 7) Если значение 4-го параметра Да , то линзы с использованием весовых функций по отношению количества перфорированных нагнетательных скважин к количеству перфорированных добывающих делятся на сильно, средне и слабо разрабатываемые. 8) Если значение 5-го параметра Да , то анализируется тип разреза по скважине. При этом с использованием весовых функций высокопродуктивные коллекторы, принадлежащие сильным линзам, подавляют глинистые и малопродуктивные коллекторы; высокопродуктивные глинистые - малопродуктивные. 9) Пропорционально проницаемости, толщины, весовым функциям линз и коллекторов вычисляются проценты распределения отборов нефти, воды и объемов закачки. При распределении отборов нефти учитываются параметры только нефтенасыщенных толщин. 10) Если значение 6-го управляющего параметра Да , то результаты округляются до 5-ти процентов. 11) Находится следующий год отбора и/или закачки по скважине. Если по скважине более нет отборов и/или закачки, то алгоритм переходит к пункту 1, иначе - к пункту 2. На втором этапе осуществляется автоматическое уточнение распределения отборов воды по тем скважинам и годам, по которым на первом этапе получены ненулевые проценты распределения по двум и более пластам. Анализ геолого-промысловых данных, геофизические и промысловые исследования, результаты математического моделирования показывают, что при совместной эксплуатации пластов прорыв воды к скважине, как правило, происходит по одному из пластов [1,27,32,43,49,50,65]. При этом происходит резкий скачок обводненности добываемой продукции. Программа уточнения распределения отборов воды по каждой добывающей скважины анализирует динамику обводнения добываемой продукции, находит даты резких скачков в ней, по каждому случаю определяет наиболее вероятные интервалы (пласты) прорыва воды. Для этого по каждому пласту анализируются три возможных источника поступления воды: - закачиваемая вода от нагнетательных скважин, - краевая (законтурная) вода, - подошвенная вода. На каждую дату скачка обводненности каждый возможный источник поступления воды по каждому пласту на основе расчетов минимального расстояния до источника, отношений объемов пор к накопленной добыче и накопленной закачке, с использованием весовых функций нечеткой логики делятся на высоко-, средне- и маловероятные. После этого для анализируемого скачка обводненности добываемой продукции оставляются лишь наиболее вероятные (как правило, единственный) пласты поступления воды.
Автоматизированный поиск проблемных участков
Планирование мероприятий по усовершенствованию системы разработки на основе просмотра результатов моделирования, большого числа карт, рисунков, графиков, таблиц и т.д. для многопластовых месторождений с большим числом скважин и длительной историей является трудоемким и малоэффективным. Поэтому необходима автоматизация процесса поиска проектных решений. Из большого числа мероприятий по усовершенствованию системы разработки в данной работе созданы автоматизированные технологии выбора участков и скважин для: - применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), - реанимации старого фонда скважин путем зарезки боковых (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), - бурения горизонтальных скважин (ГС). Данные мероприятия широко применяются в ОАО «Татнефть», они являются технологически высокоэффективными, но в то же время экономически дорогостоящими. Задача автоматизации выбора участков и скважин для мероприятий решается в несколько этапов. Сначала на основе геолого-технологической модели осуществляется автоматическая генерация элементов воздействия объекта разработки. Обычно каждый элемент воздействия содержит 1 нагнетательную, 2-3 реагирующих и несколько прочих геометрически близко расположенных скважин.
Автоматическая генерация элемента воздействия состоит из четырех этапов. На первом этапе выполняется предварительное определение элемента воздействия нагнетательной скважины. Для этого последовательно просматриваются все водопринимающие пласты в разрезе нагнетательной скважины. По каждому из этих пластов выбираются скважины, находящиеся в заданном радиусе поиска, и неизолированные от нагнетательной неколлекторами.
На втором этапе из скважин элемента выделяются действующие, добывающие продукцию из тех же пластов, в которые производит закачку нагнетательная скважина данного элемента. Эти скважины являются возможно реагирующими. На третьем этапе для каждой возможно реагирующей скважины элемента определяется потенциал воздействия нагнетательной скважины как отношение годового объема закачки к расстоянию до добывающей. Далее находятся все конкурирующие с данным элементом нагнетательные скважины и вычисляется их суммарный потенциал воздействия по всем пластам на данную возможно реагирующую добывающую скважину элемента. Если потенциал конкурентов превосходит потенциал нагнетательной скважины элемента, то данная добывающая скважина исключается из числа возможно реагирующих.
И, наконец, на четвертом этапе из элемента воздействия исключаются все бездействующие скважины, находящиеся дальше, чем самая дальняя реагирующая скважина. Количество элементов воздействия, их конфигурация зависят от характера распространения коллекторов и размещения вскрывших их скважин. Элементы воздействия могут перекрываться, а также возможны небольшие участки пласта, не входящие ни в один из элементов воздействия (небольшие линзы, застойные зоны и т.д.).
После завершения автоматической генерации элементов воздействия при необходимости любой элемент можно редактировать путем добавления или удаления скважин с помощью интерфейсных программ. Автоматизированный выбор первоочередных участков для проведения мероприятий также состоит из четырех этапов.
На первом этапе для каждого элемента воздействия выполняется комплексная оценка характеристик геологического строения. При этом вычисляются средние значения и коэффициенты вариации пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, общих и нефтенасыщенных толщин; коэффициенты расчлененности и песчанистости; доли запасов нефти по классам коллекторов и водонефтяным зонам. Программы анализируют всего параметров и на их основе выводят одну единственную интегральную оценку сложности геологического строения для каждого элемента.
Интегральная оценка сложности геологического строения определяется следующим образом. Сначала по всем элементам воздействия вычисляются безразмерные нормированные значения всех 26 вышеприведенных параметров. При этом наихудшее значение параметра в анализируемых элементах оценивается максимальным баллом «один». Нормированные значения параметра по остальным элементам вычисляются их отношением к худшему значению и показывают долю от наиболее неблагоприятного случая. После нормирования все параметры, независимо от их природы и элемента воздействия, находятся в пределах от нуля до единицы. Причем, чем больше нормированное значение параметра, тем сложнее геологическое строение элемента с точки зрения данного параметра. Интегральная оценка сложности геологического строения элемента вычисляется как корень квадратный от суммы квадратов нормированных параметров. Математически интегральная оценка элемента соответствует расстоянию от гипотетической наилучшей точки с нулевыми координатами в 26-мерном евклидовом пространстве. Она позволяет однозначно ранжировать все элементы воздействия по сложности их геологического строения.
