Содержание к диссертации
Введение
1. Основные методы обоснования технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин 7-17
1.1 Краткий анализ проблемы 7-11
1.2 Постановка задачи для автоматизированных систем управления технологическим процессом разработки месторождения 12-17
2. Использование процедуры системного подхода в технологии разработки месторождений 18-35
2.1 Газодобывающее предприятие как сложная система 18-23
2.2 Определение и ранжирование целей при выработке управляющего решения 24-27
2.3 Регулирование процесса разработки месторождения как решение многоцелевой проблемы с неполной информацией 28-35
3. Характерные особенности залежей Ямбургского месторождения 36-66
3.1 Общая характеристика залежей 3 6-3 8
3.2 Особенности геологического строения 39-49
3.3 Анализ состояния разработки залежей 49-66
4. Моделирование процесса разработки Ямбургского месторождения 67-108
4.1 Структурные компоненты модели процесса 67-72
4.2 Информационная модель 72-80
4.3 Промыслово-геологическая модель 80-82
4.4 Газодинамическая модель 82-87
4.5 Моделирование обводнения сеноманской залежи ЯГКМ 87-100
4.6 Учет литологии разреза при прогнозировании особенностей притока газа в ствол скважины 100-108
5. Определение рациональных параметров технологического режима работы газоконденсатных скважин 109-131
5.1 Общее описание алгоритма 109-116
5.2 Прогнозирование динамики эксплуатационного фонда скважин 117-128
5.3 Результаты моделирования 128-131
Заключение 132-133
Литература 134-138
- Краткий анализ проблемы
- Газодобывающее предприятие как сложная система
- Особенности геологического строения
- Структурные компоненты модели процесса
Введение к работе
Разработка газоконденсатных месторождений может осуществляться в режиме истощения или с воздействием на пласт. Различные способы разработки газоконденсатных залежей анализируются в работах К.С.Басниева, А.И.Гриценко, Г.Р.Гуревича, Ю.В.Желтова, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, Ю.П.Коротаева, Р.М.Тер-Саркисова и др.
Оптимальная стратегия управления эксплуатацией газоконденсатного месторождения (ГКМ) заключается в достижении максимального текущего выхода конденсата и конечного коэффициента его извлечения на основе динамического регулирования процесса разработки залежей.
При этом необходимо добиться минимизации количества конденсата, теряемого в пласте из-за перехода углеводородов (УВ) фракции Cs+ (пентановых и выше) из газовой в жидкую фазу при снижении пластового давления в процессе эксплуатации месторождения. Это особенно актуально при разработке газоконденсатных залежей Севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское ГКМ), поскольку их начальное пластовое давление практически равно давлению начала конденсации и любое его снижение приводит к переходу смеси в двухфазное парожидкостное состояние.
Применение методов повышения конденсатоотдачи, связанных с воздействием на пласт [37], в частности, такого широко известного, как сайклинг-процесс затруднено из-за сложности геологического строения залежей, поэтапного ввода площадей в разработку, что ограничивает возможность управления процессами ретроградной конденсации пластовой смеси, а также из-за технико-экономических проблем связанных с доставкой, монтажом и эксплуатацией оборудования, резко возрастающей себестоимостью продукции. Единственной реальной альтернативой является разработка газоконденсатных залежей на истощение, т. к. экономическая эффективность способа в наименьшей степени зависит от таких факторов, как неоднородность строения коллектора, литолого-стратиграфические и промыслово-геологические характеристики залежи, схема размещения и параметры сетки скважин. Несмотря на низкий коэффициент извлечения конденсата - 30-60 % от начальных запасов, именно этим способом в мировой практике разрабатывается подавляющее большинство газоконденсатных месторождений.
Повышение конденсатоотдачи при разработке залежи на истощение может быть достигнуто за счет более рационального использования потенциальной энергии газа, снижения ее непродуктивных потерь связанных с перетоками газа в пласте между эксплуатационными зонами залежи (зонами размещения скважин эксплуатационного фонда).
Минимизация протяженности путей фильтрационных потоков осуществляется путем перераспределения извлекаемых объемов углеводородной смеси по площади объекта (площадным регулированием), которое проводится, как с использованием только действующего эксплуатационного фонда, так и за счет бурения дополнительных скважин. Введение новых скважин в слабо дренируемых областях с повышенным пластовым давлением, относительно среднего в зоне размещения основной части их фонда, даст увеличение удельного выхода конденсата и обеспечит более равномерную отработку запасов по площади. Объемы дополнительного бурения определяются эффективностью использования существующего фонда, геологическими и технико-экономическими факторами.
Таким образом, одна из основных задач регулирования разработки ГКМ -выбор таких параметров технологического режима эксплуатации скважин, при которых обеспечивается запланированный объем добычи газа, стабильная работа системы газосбора, максимально возможный (в данных условиях) коэффициент извлечения конденсата при минимальных финансовых затратах. Факторами, определяющими темп добычи углеводородов являются: величина начальных запасов газа и конденсата, заданный уровень рентабельности работы предприятия, продуктивные возможности пластов-коллекторов, пропускная способность промыслового оборудования, режим эксплуатации залежи.
Технологический режим можно считать оптимальным, если его изменение, т.е. увеличение или уменьшение дебита, депрессии на пласт или других параметров для данных промыслово-геологических и технических условий работы системы "пласт - скважина - наземное оборудование", обеспечивает заданную производительность с минимальными потерями пластовой энергии и не приводит к нарушению согласованной работы хотя бы одного из ее звеньев,.
Краткий анализ проблемы
В общих чертах эволюцию технологии разработки месторождений углеводородов (УВ) можно условно разделить на три этапа [8].
Первый этап может быть назван этапом примитивной технологии разработки. По существу, это только технология нефтедобычи, сводившаяся к элементарному сбору нефти из природных источников за счет рытья колодцев, а в последствии, бурения скважин, которое осуществлялось по принципу от известного к неизвестному, т.е. новые скважины размещались хаотично, с высокой плотностью вблизи скважин дающих стабильный приток. Наука для решения проблем разработки на этом этапе не применялась.
Второй этап, этап аналитико - интуитивной технологии разработки начался с применением методов заводнения нефтяных залежей. Для него характерно резкое разрежение плотности сеток скважин, переход к геометрически правильным сеткам. Началось интенсивное развитие нефтегазовой науки, изучающей естественные законы, которые действуют в геологических и технических объектах. Были заложены основы общепринятой стратегии разработки газовых месторождений базирующейся на эксплуатации скважин в соответствии с энергетическим потенциалом продуктивных пластов.
Основываясь на многолетнем опыте добычи нефти и газа в 30-х годах было сформулировано понятие продуктивной характеристики скважин, как отношение отношение суточной добычи газа к величине снижения пластового давления (И.Н.Стрижев, 1946; В.П. Савченко, 1944; М.Маскет, 1953). Была отмечена возможность разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП) и образования песчано-глинистых пробок при высоких депрессиях на пласт, а также факт неравномерного продвижения воды в залежь вследствие языкообразования или конусообразования.
Исходя из продуктивной характеристики скважины, в СССР до середины 40-х годов, дебит каждой конкретной скважины устанавливался в процентах от абсолютно свободного дебита (обычно не более 25%). Равнозначным является условие поддержания забойного давления на уровне не ниже 80% от текущего пластового давления.
В 1948г. Б.Б.Лапуком впервые вводится понятие о технологических режимах (ТР) эксплуатации скважин. Вместо господствовавшего режима постоянного процента отбора, считавшегося единственно рациональным ТР для газовых скважин, обоснованы и внедрены в практику проектирования разработки месторождений новые технологические режимы. К их числу относятся режимы поддержания максимально допустимого градиента давления на забое скважины при недостаточной устойчивости коллекторов или постоянной депрессии, режим предельного безводного дебита газовых скважин при наличии подошвенной воды.
Рациональным считался режим с максимально допустимым рабочим расходом газа, с учетом ограничивающих природных факторов и исходя из технико-экономического анализа обстановки. При этом потери энергии фильтрующегося газа в пласте учитывались лишь приближенно [45]. Это объясняется тем, что полученные решения являлись аналитическими, основанными на применении приближенных методов решения нелинейных дифференциальных уравнений, описывающих фильтрацию газа и упрощенной схематизации реальных промыслово-геологических параметров, определяющих граничные условия. Схематизации подвергались неоднородность пласта, геометрия фильтрационных потоков и т.д.
Во второй половине 70-х годов рядом отечественных исследователей был поставлен вопрос о пересмотре подхода к обоснованию величин дебитов скважин с целью максимального использования энергии продуктивного пласта в течение всего периода разработки месторождения.
К настоящему времени разработано и предложено множество методов и рекомендаций по обоснованию рациональных режимов работы газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от геологического строения месторождения, характеристик пористой среды и пластового флюида, конструкций скважин и ряда других факторов. Они представлены в работах И.Н.Стрижева, В.Н.Щелкачева, Б.Б.Лапука, С.Н.Закирова, Ю.П.Коротаева З.С.Алиева, В.В.Ремизова, Ю.И.Стклянина, А.П.Телкова и др.
В целом они следуют трем основным тенденциям [44]:
1) независимо от геологических особенностей месторождения режим работы скважин должен соответствовать 10-25% абсолютно свободного дебита, т.е. дебиту, при устьевом давлении 0,1 МПа;
2) независимо от геологических особенностей месторождения скважины должны эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки;
3) режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды, гидратов, выпадения и выноса конденсата из призабойной зоны, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, коррозии, обвязки скважин и др. Сторонники первых двух направлений в качестве обоснования своей позиции ссылаются на подобный подход к формированию технологического режима работы газовых скважин в США. Однако в США нет аналогов уникальным по запасам УВ месторождениям Западной Сибири дающих 75% ежегодного отбора газа в Российской Федерации.
Газодобывающее предприятие как сложная система
Основная задача функционирования АСУ ТП РМ - планирование эффективных управляющих воздействий на пластовую систему посредством регулирования работы наземного оборудования. В том числе, определение рациональных дебитов скважин и отборов по эксплуатационным объектам и участкам месторождения - базовых параметров, которые формируют технологический режим.
Поиск эффективного управленческого решения, охватывающего сложную технологическую цепочку "пласт - скважина - ГС - ДКС - межпромысловый коллектор - УКПГ" не может производиться иначе, как с использованием методов математического моделирования процесса разработки месторождения на основе принципов системного подхода [3,24,25].
Впервые применение идей системного подхода при изучении месторождений Тюменского Севера связано с теоретическими исследованиями Л.Ф.Дементьева (1975-1980гг.). На примере решения задач промысловой геологии и разработки месторождений он убедительно показал неэффективность научных методов "досистемного" периода. Классический метод заключается в расчленении объекта на отдельные части и стремлении объяснить поведение "целого" из поведения и свойств его частей. Л.Ф.Дементьев пришел к идее построения модели такой сложной системы, как геолого-технический комплекс (ГТК), который представляет собой целостное единство геологической (ГК) и технической (ТК) компонент, где геологическая компонента определяет техническую [7,8,10,30]. Причем, ТК ГТК четко разбивается на две специфические подсистемы: подсистему скважин и подсистему промысловых сетей транспорта газа и технологических агрегатов.
Еще в работе [8] была высказана мысль о том, что подсистема скважин, с одной стороны, выполняет функцию материального носителя связи между ГК и ТК ГТК, а с другой, функцию рабочего инструмента технической компоненты ГТК. Это означает, что подсистема скважин должна рассматриваться не только как транспортный канал "недра - поверхность", но и как канал обратной связи, позволяющий осуществлять управляющие воздействия по отношению к геологической компоненте, внося возмущения и изменяя свойства ее объектов.
В дальнейшем, исследуя технологию разработки месторождений как процесс взаимодействия ГК и ТК ГТК, Л.Ф.Дементьевым было введено такое основополагающее понятие как гидрогазодинамическая конформация (ГД-конформация). ГД-конформация - это геометрическая форма гидрогазодинамического потока в сложнопостороенном литмите (залежи), возникающая вследствие взаимодействия геологической и технологической структур. Более того, это не просто форма, а трехмерный геологический объект, состоящий из активных компонентов (виртуалитов). Смена одной ГД-конформации другой в пределах одной залежи, называемая процессом конформационного перехода, обуславливается взаимодействием трех структур: спациоструктуры литмита (ГК), структуры сети скважин (ТК) и структуры сети их технологических режимов, которую, по мнению автора, следует определить как социальную компоненту.
Вышесказанное позволяет определить сущность технологического процесса разработки как управление кинематическими, динамическими и геометрическими параметрами гидрогазодинамических конформаций, возникающих в нефтегазоносном литмите при его эксплуатации.
Анализируя с этой точки зрения действующие системы управления технологическим процессом разработки (ТПР) месторождения, можно констатировать, что мы пытаемся реализовать это управление как управление техническим процессом в системе наземного оборудования. В частности, применяемая в настоящее время П"Уренгойгазпром" и 000"Ямбурггаздобыча" схема определения прогнозных показателей технологического режима основана на использовании аппроксимационных зависимостей динамики пластового давления по скважинам от времени эксплуатации. Таким образом, непрерывная прямая связь ГК - ТК заменяется дискретной однопараметрической функцией, а обратная связь ТК - ГК, составляющая основу управления производством не учитывается. Дать прогнозную оценку эффективности влияния управляющих воздействий на ГК ГТК не представляется возможным. Достоверность получаемых результатов в данном случае обратно пропорциональна степени отклонения распределения и величины проектируемых отборов от текущих и долгосрочности прогноза, т.е. определяется динамикой фильтрационных потоков. Поиск оптимального решения осуществляется аналитически и в условиях ограниченного мониторинга промысловой информации во многом зависит от уровня профессиональной квалификации инженера.
Тем не менее, рассматривать управление ТПР как управление технической компонентой ГТК недопустимо по следующим соображениям: 1) ТПР реализуется на ГТК, включающем в себя, не одну, а множество искусственных и природных систем; 2) структура ТПР определяется различными по своей природе физическими, химическими и социальными процессами; 3) ТПР свойственна недостаточность и неточность исходных данных о структуре и свойствах объекта разработки, особенно в начальной стадии процесса; 4) ГТК состоит из разноприродных динамичных компонентов однократного жизненного цикла.
Особенности геологического строения
Сеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, связана с верхней частью толщи (до 1500 м) преимущественно песчаных образований, которые перекрываются регионально выдержанной глинистой толщей верхнего мела и палеогена до 600-700 м (турон-датские глины) и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей. Залежь - сводовая, пластово-массивного типа, водоплавающая. Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчано-алевритовыми, глинисто-алевритовыми и глинистыми породами. Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение, характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глиностостью [6,26,30]. В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости - 30%, среднее значение проницаемости по данным ГИС 0,44 -ь 0,69 мкм , газонасыщенность достигает 75 %.
Глубина залегания продуктивного горизонта 1000-1200 м. Плоскость начального ГВК имеет наклон на северо-восток (от -1158.6 м до -1177.6 м).
Газ - сухой, метановый. Содержание гомологов метана очень низкое (до 0.1%). Газ по составу аналогичен другим сеноманским залежам (содержание метана от 93.4% до 99.2%). Содержание конденсата 0.2-0.3 г/м3. Начальное пластовое давление 11,73 МПа., пластовая температура 296ч-303 К (23-т-ЗОС).
Разбуривание сеноманской продуктивной толщи центральной части месторождения практически закончено. Результаты бурения за истекший период изменили представление о строении залежи в северо-западной и южной частях месторождения: в частности, о прохождении контуров газоносности и распределении запасов газа по площади. Вопросы уточнения геологического строения залежи рассмотрены в отчете "Авторский надзор за разработкой сеноманской залежи Ямбургского месторождения", (ВНИИГаз, 1998г.) и "Проекте разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения", (ТюменНИИГипрогаз и ВНИИГаз, 1997г). Уточнение геологической модели проведено по двум участкам месторождения: Анерьяхской и Харвутинской площадей. По результатам обработки новой информации построены уточненные структурные карты кровли продуктивной толщи сеномана (см. рис.3.2), карты эффективных газонасыщенных толщин, эффективной пористости, Кп Нэфф, геологические разрезы продуктивных отложений и т.д.
Анерьяхинская площадь до последнего времени была малоизученным участком месторождения. За последние годы на площади проведен комплекс сейсмических исследований и пробурены дополнительные разведочные скважины, что повысило изученность геологического строения залежи. В соответствии с геологической моделью Анерьяхинской площади, составленной с учетом новой информации, ВНИИГазом уточнены основные подсчетные параметры и дана оценка запасов газа. В результате изменены площадь газоносности и величины запасов газа по зонам УКПГ-4 и УКПГ-7. По УКПГ-4 сократилась площадь газоносности на 13.6 % , а запасы газа сократились на 11.8 %. По УКПГ-7 площадь газоносности увеличилась почти на 10 %, а запасы газа возросли примерно на 7 %.
На Юго-западном участке Ямбургского месторождения и Харвутинской площади подсчеты запасов газа в основном проводились на основании структурных построений по сейсмическим данным. При эксплуатационном разбуривании геологическая модель залежи может значительно измениться. Согласно последним исследованиям ВНИИГаза ("Авторский надзор за разработкой сеноманской залежи Ямбургского месторождения, 1998г.") собственно Харвутинская площадь отделена от основной части месторождения структурным перегибом, а ГВК расположен на 3-4 м выше, чем в северных районах. Сделан вывод о том, что сеноманская залежь Харвутинской площади является самостоятельной, изолированной от основной залежи Ямбургского месторождения. В результате обоснованы основные подсчетные параметры и дана оценка запасов газа. При этом площадь газоносности несколько уменьшилась, а запасы газа в юго-западной части Ямбургского месторождения даже несколько увеличились.
По нижнемеловым залежам в настоящее время установлена газоносность 19 продуктивных пластов: БУ]3, БУ23, БУ , БУ24, БУ34 БУ , БУ35, БУ1 ,, БУ26, БУ36, БУ7, БУ8, БУЛ, БУ!8 БУ28, БУ38, БУ1 БУ29, БУ39.[6]
Залежи валанжинских углеводородов приурочены к одноименному куполовидному поднятию, осложняющему северную часть Ямбургского мегавала. По кровле отражающего горизонта «Б» (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание и оконтуривается изогипсой -3850м, размеры поднятия 55.0x47.0км, амплитуда 250м. По данным бурения по кровле пласта БУ 8 поднятие оконтурено изогипсой - 3140м и имеет размеры 51.0x51.0км, амплитуду 354м. Дополнительно пробуренные разведочные скважины в основном расположены на юго-восточном погружении, а эксплуатационные - вдоль сводовой и присводовой части между скв.1 и скв.174 на северо-восточном погружении. В юго-восточной части полностью сохранилась принятая ранее конфигурация. В зоне эксплуатационного разбуривания на фоне общего погружения в восточном направлении выявились небольшие купола, структурные носы и заливы. Такие же осложнения проявляются по структурным поверхностям всех продуктивных пластов.
Структурные компоненты модели процесса
Решение задач управления технологическим процессом разработки месторождения, в т.ч. регулирования работы эксплуатационного фонда скважин требует предварительного формирования следующих достоверных моделей: 1) объекта управления (геологической модели залежи и модели газосборной сети); 2) процессов фильтрации и фазовых превращений происходящих в объекте; 3) эффективного функционирования системы по набору показателей, включающих заданное значение отбора газа из залежи, технологические ограничения связанные с взаимодействием пластовой и наземной систем, ограничения по производительности промыслового оборудования, экономичность и коэффициенты газоотдачи и конденсатоизвлечения.
Для построения модели объекта необходимы алгоритмы: 1) обработки всех видов исследований (кернового материала, геофизических и гидродинамических), осуществляющих перевод опосредованных измерений в физические значения параметров пласта; 2) интерполяции параметров пласта, измеренных в дискретном числе точек (скважинах) на весь объект управления (залежь и водоносный бассейн); 3) уточнения фильтрационно-емкостных параметров пласта по результатам разработки месторождения (по фактическому изменению пластового давления и продвижению ГВК).
Для построения модели процесса требуются алгоритмы: 1) определения физических параметров природного газа и конденсата по его составу, температуре и давлению (включая расчет изменения состава газа при выделении из него конденсата); 2) определения параметров фильтрации газоконденсатной смеси (относительных фазовых проницаемостей, остаточных насыщенностей); 3) подсчета удельных запасов газа объемным методом и по уравнению материального баланса; 4) прогнозирования падения пластового давления и продвижения пластовых вод в залежь при любых допустимых отборах газа по скважинам (гидродинамические и статистические модели); 5) расчета давлений, температур и фазового состава углеводородной смеси в узлах газосборной сети.
Модель эффективного функционирования системы (разработки месторождения) является многофакторной и использует две предыдущие модели для дифференцирования заданного отбора по площади залежи (фонду скважин), расчета основных показателей работы системы, выработки управляющих воздействий на момент принятия решения и определения прогнозных показателей на следующем временном интервале.
Формирование моделей и решение задач на современном уровне требует создания автоматизированного комплекса, включающего в себя систему информационно-математического обеспечения (банк или базу данных) и систему специальных задач промысловой геологии и разработки. Этим достигается объединение операций по сбору, обработке и хранению данных, а также анализу и синтезу информации по конкретному классу задач промысловой геологии. Итогом является построение геологических моделей (ГМ), отвечающих любому из уровней иерархии геологического строения конкретной залежи [6].
Геологическая модель. Газовую залежь следует рассматривать как систему, имеющую пять физических (геологических) уровней организации: 1) уровень образца горной породы; 2) уровень типов пород-коллекторов; 3) уровень пластов, под которыми понимаются песчано-алевритовые части элементарных циклов осадконакопления; 4) уровень продуктивных пачек - относительно обособленных частей залежи, которым соответствуют песчано-алевритовые пласты в пределах мезоциклов; 5) уровень залежи в целом. Принципиально важно, что каждый структурный уровень геологической системы имеет характерные особенности фильтрации насыщающих флюидов.
Например, продвижение воды на уровне образца горной породы происходит равномерно и постепенно. В начале за счет капиллярной пропитки, а после снижения газонасыщенности до некоторой критической величины, под действием напора.
На уровне типов пород-коллекторов наблюдается избирательный характер обводнения, определяемый дисперсией проницаемости составляющих элементов.
На уровне пластов помимо фильтрационных характеристик элементов на продвижение воды оказывает влияние распределение по площади и разрезу непроницаемых прослоев.
На четвертом уровне, на сформировавшуюся структуру потоков накладывается различный характер и темп дренирования продуктивных пачек.
Обводнение залежи в целом рассматривается, как интегральный эффект взаимодействия структурных элементов, проявляющийся в продвижении уровня ГВК и увеличения доли воды в продукции скважин.
Таким образом, структура фильтрационных потоков определяется характеристиками самого флюида, фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) микроэлементов системы и их соотношением в рассматриваемом объеме, причем сложность процессов возрастает по мере повышения уровня организации объекта.
