CC BY
35
ДОБЫЧА
УДК 622.276 19
Новые математические методы адаптации геолого-технологических моделей сеноманских газовых залежей
А.В. Красовский
к.т.н., зам. генерального директора по научным и проектным работам в области разработки и эксплуатации газовых месторождений1 Krasovskiv@tngg.ru
З.Н. Шандрыголов
зав. лабораторией геолого-технологического моделирования разработки месторождений1 Shandrvgolov@tngg.info
С.Ю. Свентский
зав. лабораторией проектирования и управления разработкой газовых месторождений1 SventskvSU@tngg.ru
м.А. Казанцев
инженер 2 категории лаборатории геолого-технологического моделирования разработки месторождений1 KazantsevMA@tngg.ru
1ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, Россия
В данной статье рассматривается алгоритм адаптации пластового давления гидродинамической модели газового месторождения на примере модели сеноманской залежи Юбилейного НГКм. В рамках работы проанализированы методы определения фильтрационно емкостных свойств (ФЕС) пласта и их погрешности. Составлен алгоритм создания куба модификаторов ФЕС пласта, учитывающий погрешности определения этих параметров при построении геологической модели. Разработанная методика применена на практике, проведен анализ результатов адаптации.
материалы и методы
Изучение литературных источников, научных публикаций по теме работы.
Ключевые слова
гидродинамическая модель, адаптация, куб модификаторов ФЕС, определение ФЕС
Одним из важных этапов создания гидродинамической модели является процесс адаптации, заключающийся в корректировке параметров пласта с целью достижения наилучшей сходимости между фактическими и модельными показателями разработки. Корректировке подвергаются фильтрацион-но-емкостные свойства (ФЕС) пласта, в определении которых присутствует погрешность.
На сегодняшний день существует ряд специализированных программных продуктов предназначенных для адаптации пластового давления гидродинамических моделей модификацией ФЕС. Модификация параметров модели происходитдо тех пор, пока не будет достигнуто сходство расчетных и модельных показателей в пределах допустимой погрешности корректируемого параметра. Адаптированная модель объекта разработки в дальнейшем используется для расчета прогнозных показателей разработки [1].
Актуальность данной работы обуславливается тем, что существующие на сегодняшний день методы и программные продукты, упрощающие процесс адаптации, имеют ряд недостатков и не полностью автоматизированы.
Адаптация пластового давления гидродинамических моделей заключается в корректировке ФЕС в регионах модификации, построенных на основе интерполируемой карты значений среднего квадратичного отклонения (СКО) модельных значений от фактических замеров по истории разработки [2].
При построении куба модификаторов возможен учет значений градиентов, показывающих чувствительность модельных значений к изменению выбранного ФЕС. Такой подход к адаптации может повлечь чрезмерную, выходящую за допустимые пределыкор-ректировку параметра, а так же корректировку в регионах, где ФЕС были определены
достаточно достоверно.
Алгоритм адаптации пластового давления, учитывающий карты надежности построения ФЕС пласта, позволяет сохранить адекватные для конкретного месторождения границы варьирования корректируемых свойств и избежать модификации в регионах с достаточно точным определением параметров, и как следствие, адаптировать гидродинамическую модель на фактические показатели разработки.
Для адаптации пластового давления гидродинамической модели Юбилейного месторождения модифицируемым параметром выбрана проницаемость, так как этот параметр имеет высокую степень погрешности определения и не оказывает влияния на начальные геологические запасы.
В гидродинамической модели параметр проницаемости рассчитан по трендовой за-висимостиот пористости, полученной в результате анализа керновых исследований, с учетом данных интерпретации ГИС. Исходя из этого, погрешность определения проницаемости принята как погрешность определе-ниякоэффициента пористости.
Алгоритмы определения коэффициентов пористости базируются на петрофизических зависимостях типа «керн-ГИС». Выбор метода определения коэффициента пористости обуславливается массовостью выполненных исследований в скважинах месторождения.
Основной метод определения коэффициента пористости в интервале залегания сеноманских отложений — метод ПС. Основой определения коэффициента пористости по ПС служит корреляционная связь типа «керн-ГИС», при построении которой используются пласты, отвечающие следующим требованиям: толщина не менее 1 метра, плотность анализов не менее 2-3 на 1 метр вынесенного керна.
Ф г ; ——\--—•—--—'——\-1—1—1
О 0.1 0.2 03 04
Пористость по ПС, д ед.
Рис. 1 — Сопоставление коэффициентов пористости по ПС и керну
Достоверность определения пористости по ГИС оценивается сопоставлением с данными определений по керну. При определении пористости с использованием пе-трофизических связей типа «керн-ГИС» дополнительного обоснования достоверности величин Кп(ГИС) не требуется.
Сопоставление Кп(керн)-Кп(ГИС) (рис. 1) строится по пластопересечениям, которые выбираются по тем же критериям, что и для построения связей типа «керн-ГИС», т.е. сопоставляются оценки Кп по пластам толщиной не менее 1 м, выносом керна из исследуемых пластов (интервалов, дроблений) не менее 80% и плотностью анализов не менее 3-5 на 1 м вынесенного керна.
Таким образом, точность оценки параметра Кп по ГИС определяется относительной погрешностью определения геофизического параметра апс и относительной погрешностью связи типа «керн-ГИС» (формула 2).
si
(2)
где: 5кп— погрешность определения пористости по ГИС; 51 — относительная погрешность определения геофизического параметра апс; б2 — относительная погрешность связи типа «керн-ГИС».
По вышеописанной методике рассчитано значение относительной погрешности определения параметра проницаемости, которая составила 8%. С учетом рассчитанной относительной погрешности определяется диапазон возможного варьирования параметра проницаемости, таким образом, что нижняя граница диапазона равна
КМИН=К(Кп)-К(Кп)*бкп, а верхняя соответственно — КМДКС=К(Кп)+К(Кп)*бк. Принимая во внимание значения абсолютной проницаемости, полученные после интерпретации ГДИС, границы диапазона варьирования параметра расширены по алгоритму, приведенному на на рис. 2.
Из полученного диапазона данных вычислены коэффициенты варьирования адаптируемого параметра по формуле 3
(3)
где: N1— коэффициент варьирования проницаемости; КСР— среднее значение проницаемости, мД; КМИН— минимальное граничное значение проницаемости, мД.
Полученные коэффициенты в скважинах интерполированы в пределах границ гидродинамической модели при помощи алгоритма интерполяции Кригинга [3]. Таким образом, получена карта коэффициентов варьирования параметра проницаемости. На основе интерполированной карты в гидродинамической модели выделены регионы модификации проницаемости с примерно одинаковым количеством скважин. Выделение регионов с большим количеством скважин нежелательно, так как одна и та же модификация параметра в регионе может различно повлиять на технологические показатели отдельно рассматриваемой скважины.
Построенная карта варьирования проницаемости используется для модификации параметра, путем корректировки куба гидродинамической модели рассчитанного по зависимости от пористости. На рис. 3
приведены кубы проницаемости гидродинамической модели до и после адаптации.
Итоги
Такой подход позволяет адаптировать гидродинамическую модель на фактические показатели разработки путем модификации параметра проницаемости в допустимых пределах погрешности его определения полученной на основе описанной методики. Использование описанного подхода для адаптации пластового давления гидродинамической модели сеноманской залежи Юбилейного месторождения привело к снижению СКО до допустимого значения 2,39. На рис. 4 представлено распределение расхождений по пластовому давлению на последнюю точку в модели с фактическими данными по эксплуатационному фонду скважин.
Выводы
Исходя из этого, можно сделать вывод о пригодности адаптированной гидродинамической модели для дальнейшего использования в рамках расчетов прогнозных технологических показателей. На основании выполненной работы, можно сделать следующие выводы:
• алгоритм разработан на основе существующих методов определения фильтрацион-но-емкостных свойств породы;
• найдено решение рационального ограничения диапазона варьирования параметра проницаемости;
• разработанный алгоритм создания куба модификаторов позволяет сократить
время, затрачиваемое на адаптацию.
Список используемой литературы
1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. 140 с.
2. Shlumberger, "SimOpt User Guide" version 2007.1, 2007, 336 p.
3. Goeff Bohling. Kriging. C&PE, 2005, 107 p.
Рис. 2 — Блок-схема расчета границ определения проницаемости
Рис. 3 — Кубы проницаемости гидродинамической модели до (а) и после (б) адаптации
Рис. 4 — Распределение расхождений по пластовому давлению на последнюю точку в модели с фактическими данными по эксплуатационному фонду скважин
ENGLISH OIL PRODUCTION
New mathematical methods of adaptation of geotechnical models Cenomanian gas pools UDC 622.2/6
Authors:
Aleksandr V. Krasovskiy — ph.d., deputy general director on scientific and design work on the development and operation of gas pools1; Krasovskiy@tngg.ru Zakhar N. Shandrygolov — laboratory head of geological and technological modeling of pools development1; Shandrygolov@tngg.info Sergey Y. Sventskiy — laboratory head of design and manage the development of gas pools1; SventskySU@tngg.ru
Maksim A. Kazantsev — laboratory's 2 grade engineer of geological and technological modeling of pools development1; KazantsevMA@tngg. ru 1MTyumenNIIgiprogaz" Ltd., Tyumen, Russian Federation
Abstract
This article describes the algorithm of adaptation the reservoir pressure of hydrodynamic model the gas field on the model of the Cenomanian deposits of Yubilejniy condensate field. As part of the analyzed methods for determining the filtration reservoir properties (FRP) of the formation and error. Drafted an algorithm of creating FRP cube modifiers, which takes into account error in the determination of these parameters in the construction of the geological model. The developed method is applied in practice, the results of adaptation is analyzed.
Materials and methods
study of literature, scientific publications on the subject of the work
Results
This approach allows us to adapt the simulation model for the development of the actual performance by modifying the parameter of permeability within the permissible limits of error of its determination obtained on the basis of the described technique . The use of this approach to adapt the reservoir pressure hydrodynamic model of the Cenomanian deposits of the Yubilejniy field has reduced to an acceptable standard deviation values of 2.39. Fig. 4 shows the distribution of differences on the formation pressure at the last point in the model with actual data on wells operated.
Conclusions
On this basis, it can be concluded about the
suitability of the hydrodynamic model adapted for use within Predictive technology indicators. Based on the work performed, it is possible to draw the following conclusions:
• algorithm is developed based on existing
methods for the determination of reservoir rock properties;
• found rational decision limiting the range of variation of the parameter of permeability;
• developed the algorithm for creating a cube
modifiers to reduce the time it takes to adapt.
Keywords
hydrodynamic model, adaptation, FRP cube modifiers, FRP definition
References [Mathematical modeling of hydrodynamic 2. Shlumberger, "SimOpt User Guide" version
1. Kanevskaya R.D. Matematicheskoe processes of development of hydrocarbon 2007.1, 2007, 336 p.
modelirovanie gidrodinamicheskikh protsessov deposits]. Moscow-Izhevsk: Institute of 3. Goeff Bohling. Kriging.
razrabotki mestorozhdeniy uglevodorodov computerresearchments, 2002, 140 p. C & PE, 2005, 107 p.
ОРГАНИЗАТОР ^^ f^PI
X МЕЖДУНАРОДНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ СИМПОЗИУМ
18 апреля 2014, Москва
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ - 2014
ОСНОВНЫЕ ФОРМАТЫ СИМПОЗИУМА
ПЛЕНАРНОЕ ЗАСЕДАНИЕ: узиайг*изу£Тарганпк En.iL.Tw, рагулируюиц« развита 01 [шли. и каденции li <ппрсгнук1 развитии трыкЛпрИной инфраструктуры нефтегазового комплекса; актам? тарнфоойрамвания на транспортировку нефги трубопроводным транспортом: требован иж к лро^ы шло иной безопасности г un эксплуатации труйспройодноготрлнсппрь"]: ст,1ид;1ртп:>,11 ihh н тшничогхпм )М1улнро|цинии t: об лап и трубопроводного (раняюртя и других важнейших
аспеита* развитей отрасли
ИНТЕРАКТИВНЫЕ ДИСКУССИИ; примите участие ВОбСулдакИн наиболее актуальных воорпоон развития отрасли н галучито четша ошгты на волнующий вопросы о проблемах, гвндеки,™. перспекгиЕШ развшик ¡рубопроводной отрасли от ц ведущих ифоков
СШ-STUttES; получите открытый доступ к инновационным решением отрасли и уинкми.иаьу глмгу российских и j.tjij GajKiw.ii лидарап ринкл
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА: ¿ливитн лидэр.нм нвфтегэзаплй отрасли а своих услуга*, технологиях, оборудовании
МНОГОЧИСЛЕННЫЕ назможнасти ДЛЯ НЕФОРМАЛЬНОГО ОБЩЕНИЯ: установите деловые контакты с основными игроками отрасли во время кофе брейков, ланчей.
гактггппь-прнсмп таржгсстванной и пмссге ciiîm непринужденной атмосфере
,
НЕМДГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ В РОССИИ
В России ег течение 2013-2020годов ежегодно е срочном будут вводиться около 30 повыл мвегороддекий, из них примерно 14 -мелких. Тампы к* ввода, а.'Также сильно различающийся размер месторождений станет тле в ным определяющим фактором дли ,
инвестиционно! о процесса в области немдгистрапьного трубо проводного транспорта нефти и газа. Как емвдетвив, годовой объем инвесгний (г в строительство немагнетральнык подводящих трубопроводов г. течение этого периода времени Судет значительно изменяться год от года. Максимальные знамения годовых йнвекпч^ий (£7-91 млрд рублен в год| можно ожидать с 2014-201 & подах, когда напнется интенсивное стрвшельсгво подводящих грубо проводив в Юрубче-на Тохпмскеи алий, в Больше* втекай впадине и на российском каспийском шельфе.
+7 (495) 502 54 33 +7 {495) 77а 93 32
Koriûtantinova.Elcna в rpi-inc.nj
Я
V.'.VïV.rpi-CnntCTQllCÛG.COm
