CC BY
59Величина плотности остаточных запасов должна быть не менее 0.08 т/м2. В целом можно отметить более высокую успешность КГРП и МГРП по сравнению с СКО и реперфорациями, что свидетельствует о необходимости их дальнейшего проведения особенно для вновь вводимых скважин с горизонтальным окончанием [8, 9]. При этом предпочтение следует отдавать технологиям МГРП по сравнению с КГРП в связи с большей их эффективностью.
Список литературы
1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений с применением гидроразрыва пласта. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999 - 2000 с.
2. Геолого-техническое изучение Приобского нефтяного месторождения /Петрова Л.В., Галиев Р.Р., Биктимиров Р.Р., Камалеева А.Ф. /В сборнике: Сборник научных трудов 43-й Международной научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском Материалы в 2-х томах. 2016. С. 230-233.
3. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, М.: Недра, 1980
4. Геологическое строение и проблемы разработки Фаинского месторождения/ Петрова Л.В., Яруллин Д.Р., Альмухаметова Э.М., Ибрагимова Э.И. Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 2. С. 56-60.
5. Лозин Е.В. Атлас нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых ПАО АНК "Баш-нефть", Уфа, 2015 г. Издательство ООО "Новосибирский издательский дом" - 270 с.
6. История и геологическое строение Туйма-зинского нефтяного месторождения/ Петрова Л. В., Гуторов А.Ю., Кузьмина В.В., Анисимов В.В., Ва-леев А.И. The Scientific Heritage. 2017. Т. 3. № 10 (10). С. 13-15.
7. Modeling development of Fyodorovsky deposit Almukhametova, E.M. Shamsutdinova, G.F., Sadvakasov, A.A., Tyncherov, K.T., Petrova, L.V., Stepanova, R.R. Volume 327, Issue 4, 12 April 2018, Номер статьи 04210011th International Conference on Mechanical Engineering, Automation and Control Systems, MEACS 2017; Tomsk; Russian Federation; 4 December 2017 до 6 December 2017; Код 135857
8. Геолого-физическая характеристика и нефтегазносность Фаинского месторождения/ Петрова Л.В., Альмухаметова Э.М., Каюмов Д.А. /В сборнике: Фундаментальные и прикладные науки сегодня Материалы XVI международной научно-практической конференции. 2018. С. 11-14.
9. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта с целью дополнительной добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяного месторождения/ Петрова Л.В., Мацадо В.С., Воронова Е.В., Петров В.А. The Scientific Heritage. 2020. Т. 2. № 45 (10). С. 31-34.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАК СРЕДСТВО ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Воронова Е.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений, кандидат технических наук
Петрова Л.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений, кандидат геолого-минералогических наук
HYDRODYNAMIC SIMULATION IS AN EFFECTIVE METHOD FOR EVALUTING THE EFFECTIVNESS OF PROPOSED GEOLOGICAL AND TECHNICAL OIL RECOVERED
TECHNOLOGIES
Voronova E.
FSBEI HE Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City Oktyabrsky, Russian Federation, p.h.d Petrova L.
FSBEI HE Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City Oktyabrsky, Russian Federation, p.h.d
Аннотация
Рассмотрены основные этапы построения цифровой модели месторождения и возможность ее использования для решения оперативных задач. Результат исследований могут быть полезны для оценки эффективности геолого-технических мероприятий. Abstract
The main stages of building a digital model of the oil field and the possibility of its use for solving operational problems are considered. The result of the research may be useful for assessing the effectiveness of geological and oil recovered technologies.
Ключевые слова: гидродинамическая модель, адаптация модели мониторинг, эффективность ГТМ. Keywords: hydrodynamic model, monitoring, geological and technical oil recovered technologies, history matching.
Introduction
В условиях современного общества и нужд экономики РФ, необходимо постоянное наращивание производственных мощностей. Что связано с вовлечением в разработку запасов из сложно-построенных карбонатных коллекторов с нефтью повышенной вязкости 20-35 мПа*м. В каждом конкретном случае необходимо оценивать рентабельность добычи нефти на период хотя бы в 20 лет. [1, 2]. Наращивание объемов добычи возможно в случае вовлечения в разработку запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, имеющим сложное геологическое строение за счет бурения новых ННС и ГС. Перед этим, с целью снятия всех возможных геологических рисков и неопределенностей строится цифровая модель месторождения, которая состоит из двух этапов - построение геологической и гидродинамической модели.
Materials and methods
На первом этапе загружается наиболее полная информация по скважинам: инклинометрия, отметки пластопересечений, геофизические данные, на основе методов ПС, НГК, БК, БКЗ, ИННК, позволяющие получить информацию о свойствах пластов-коллекторов - пористость, нефтенасыщен-ность. На основе изучения лабораторных исследований керна, изучается и строится петрофизическая зависимость пористость-проницаемость. [3, 4]. Выбирается маркирующий горизонт, относительно которого прослеживается геологический репер. При этом также учитываются данные сейсморазведки. Строится структурный каркас модели, которая затем насыщается свойствами.
Вторым этапом идет построение гидродинамической модели, учитывающей движение жидкости в пласте. Основные этапы показаны на рисунке 1.
Рисунок 1. основные этапы гидродинамического моделирования
Сначала строится модель флюида, учитывающая данные о свойствах нефти, газа и воды в пластовых условиях. А именно: вязкость и плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, вязкость и плотность пластовой воды, величина газосодержания, сжимаемость нефти, газа и воды, а также породы (геомеханический тест), давление насыщения. По результатам опробований и на основе геофизических данных, геолог определяет положение водо-нефтяного контакта для каждого пласта и залежи [5, 6].
Также учитывается вся информация о каких-либо технических нарушениях - негерметичностях обсадных колонн и интервалах заколонной циркуляции жидкости. При этом проводятся различные исследования: гидродинамические ГДИС - для определения параметров пласта и уточнения коэффициента продуктивности, поскольку для карбонатных коллекторов вследствие сложности строения их пустотного пространства проводят изначально методы освоения, связанные увеличением естественной проницаемости коллекторов, и проницаемость, полученная по результатам ГДИ поз-
воляет уточнить исходную петрофизическую зависимость. На основе экспериментальных исследований, проведенных в лабораторных условиях, по вытеснению нефти водой на керне, задаются функции относительных фазовых проницаемостей - этап три "Данные ФОФП".
Также проводят промыслово-геофизические исследования для определения мест притоков (для добывающих скважин) и ухода (для нагнетательных скважин), мест возможных нарушений эксплуатационной колонны включающие, геофизические исследования скважин для контроля за текущей нефтенасыщенностью и передвижением контура ВНК (например ИННК для коллекторов с высокой степенью минерализации пластовых вод).
На основе капиллярометрических исследований керна строится джей-функция или кривая распределения капиллярного давления, на основе которой задается начальное насыщение модели с учетом заданных контактов - этап "Глубины контактов или начальная инициализация", учитывающая распределение капиллярных сил в пласте. Определяется положение зеркала свободной воды и величина
переходной зоны между зоной с остаточным нефте-насыщением и чистой водой. [5, 7]. На этом этапе происходит уравновешивание модели согласно капиллярным силам и заданным контактам.
На пятом этапе загружаются промысловые данные по добыче и закачке. При этом для каждой скважины задается интервал перфорации, ее история разработки - дебит нефти, воды, приемистость, величина пластового и забойного давлений. При этом для корректной оценки энергетического состояния залежи на начальный момент разработки необходимо использовать манометрические замеры пластового давления по самым ранним пробуренным скважинам.
Также анализируется энергетическое состояние залежи и строятся карты изобар. На этом этапе также проводится анализ компенсации отборов закачкой (выявление нецелевой закачки), при необходимости регулируется количество нагнетательных скважин, их приемистость.
После этого модель настраивается на историю разработки. По каждой скважине необходимо настроить величину дебита нефти, жидкости, обводненность, а также величину пластового давления с целью корректного отображения энергетического состояния залежи, а также забойное давление, которое связано с проницаемостью пласта, от которой зависит продуктивность скважины[6, 7]. По групповой добыче нефти допускается не более 5% отклонений от фактической добычи.
На этом этапе строятся карты распределения остаточных подвижных запасов нефти, а также карты на основе диаграмм Эйлера-Вена. На основе этой карты выбирается расположение для прогнозного горизонтального или наклонно-направленного ствола скважины, либо предлагаются мероприятия для дострелов, переводов на выше- или нижележащий объект.
Results
По картам распределения плотности остаточных запасов можно решать следующие задачи:
- оценка влияния плотности сетки скважин и их расположения;
- определение необходимости проведения ГТМ и их оценка (СКО, ГРП, РИР и т.д.);
- определение зон с невыработанными запасами и разработка мероприятий по их извле-чению;
- выбор целевого объекта для бурения
- определение эффективности проектирования скважин со сложной траекторией, зарезка боковых стволов и скважин с горизонтальным окончанием (рассматривается несколько вариантов расположения и проводки скважин, выбирается вариант, характеризующийся максимальной накопленной добычей нефти за рассматриваемый прогнозный период)
После настройки каждой скважины в рамках 20% коридора накопленной добычи нефти, можно приступать к выполнению прогнозных расчетов.
В рамках широты использования гидродинамических моделей для решения конкретных производственных задач можно отметить следующие: оценка прогнозных дебитов нефти и жидкости по
вновь вводимым боковым и горизонтальным скважинам, оценка целесообразности бурения на основе расчета накопленной добычи нефти за рентабельный период [4, 8].
В рамках проведения ГТМ можно решать следующие задачи: определение целесообразности перевода скважин в ППД и объема необходимой закачки, определение эффекта после проведения СКО, определение количества необходимых стадий для МГРП, эффективность проведения закачки полимерных композиций в пласт. Имея гидродинамическую модель и используя дополнительно экспресс-методы по оценке причин обводненности скважин (диаграммы Чена), аналитические формулы для расчета дебита ГС (Джоши), а также встроенные алгоритмы для расчета экономики, можно успешно прогнозировать различные виды ГТМ, применяемые на производстве. Эти данные можно использовать для предварительной оценки успешности предлагаемых геолого-технических мероприятий.
Мониторинг - это оперативный анализ проведенных или оценка вновь предлагаемых мероприятий по совершенствованию разработки, анализу результатов бурения, эффективности работы системы ППД, включая все объекты разработки, пласты и скважины [9, 10].
Проводится анализ эффективности проводимых на месторождении или его участке геолого-технических мероприятий.
Проводится интеграция новых гироскопических исследований и ГИС в геологическую модель, и всех проводимых ГТМ, ГДИ и ПГИ в гидродинамическую модель.
Conclusion
Результатами мониторинга будут являться:
- составление дополнительной программы исследования для снятия рисков при дальнейшем бурении в секторе
- при необходимости изменение системы разработки
- выбор дальнейших гео лого-технических мероприятий для поддержания уровней добычи нефти
- для вновь бурящихся скважин выбор оптимальной траектории и длины горизонтального участка, а также количества необходимых фраков (стадий) в случае проведения многостадийного ГРП.
Список литературы
1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003 г.
2. Райсс Луи Основы разработки трещиноватых коллекторов Ижевск: Издательство ИКИ, 2012 г. - 118 с.
3. Майк Карлсон Практическое моделирование нефтегазовых пластов Ижевск: Издательство ИКИ, 2012 г. - 944 с.
4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и
газовых залежей Ижевск: Издательство ИКИ, 2012 г. - 869 стр.
5. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость пород-коллекторов нефти и газа - Ленинград: Недра, 1987 г.
6. Modeling development of Fyodorovsky deposit Almukhametova, E.M. Shamsutdinova, G.F., Sadvakasov, A.A., Tyncherov, K.T., Petrova, L.V., Stepanova, R.R. Volume 327, Issue 4, 12 April 2018, Номер статьи 04210011th International Conference on Mechanical Engineering, Automation and Control Systems, MEACS 2017; Tomsk; Russian Federation; 4 December 2017 до 6 December 2017; Код 135857
7. Типовые технологические процессы в теории разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А. Ю. Гуторов, Л. В. Петрова. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. - 78 с.
8. История и геологическое строение Туйма-зинского нефтяного месторождения/ Петрова Л.В., Гуторов А.Ю., Кузьмина В.В., Анисимов В.В., Ва-леев А.И. The Scientific Heritage. 2017. Т. 3. № 10 (10). С. 13-15.
9. Петрова, Л.В. Интенсификация добычи нефти методом солянокислотной обработки на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения/ Петрова Л.В., Султанбекова Э.А. The Scientific Heritage. 2020. Т. 1. № 46 (10). С. 11-14.
10. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта с целью дополнительной добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяного месторождения/ Петрова Л.В., Мацадо В.С., Воронова Е.В., Петров В.А. The Scientific Heritage. 2020. Т. 2. № 45 (10). С. 31-34.
