Диссертация (1172973), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Традиционные технологии построения геологических моделей ориентированы, прежде всего, на подсчет запасов. Однако сегодня наряду с подсчетом запасов встает задача построения надежной геологической основы для гидродинамического моделирования. Все чаще, геологическая модель интересует нас в первую очередь именно как база для последующего детального гидродинамического моделирования.

Использование компьютерных геологических моделей в качестве основы для гидродинамического моделирования выдвигает к ним набор требований, которые не столь важны при подсчете запасов. В первую очередь, это детальность: геологическая модель должна максимально отражать латеральную и вертикальную неоднородность пласта-коллектора, влияющую на процессы разработки месторождения. Не менее важным является требование реалистичности: геологическая модель должна согласовываться с нашими представлениями и знаниями о геологическом строении месторождения. Так, например, пласт, сложенный переслаиванием коллекторов и глин не может представляться в геологической модели в виде однородного пласта с плавным латеральным изменением коэффициента песчанистости, даже если при этом не искажается величина запасов. Также, существенным является требование физичности геологической модели. Особенно это относится к полям начальных насыщенностей, которые должны быть равновесными и в тоже время повторять исходные геолого-физические данные.

Построение трехмерной сетки распределения глинистости (куба литологии) в объеме пласта основывается на двух способах: стохастическом и детерминированном.

Под вероятностным (стохастическим) моделированием понимается генерация представительного набора (ансамбля) реализаций геологической модели месторождения. Использование такого подхода во многих случаях позволяет обойти проблему неоднозначности геологических построений, оптимизировав систему разработки залежи так, чтобы она позволяла получить приемлемые технологические и экономические результаты при различных вариантах геологического строения залежи.

Современные стохастические методы позволяют строить пространственные распределения литологических типов пород, основываясь не на абстрактных математических процедурах типа интерполяция, а работая с реальными геологическими телами: линзами, руслами, клиноформами и т.д.

Стохастические методы позволяют строить реалистичные пространственные распределения литологических типов пород, учитывая при этом различные особенности генезиса и морфологии осадочных тел.

Существует несколько источников неоднозначности геологических моделей, которые являются основной причиной возникновения технологий стохастического моделирования:

1. Эквивалентность геологических моделей. При рассмотрении нескольких геологических моделей одного и того же объекта, согласующихся с фактическими данными, в тех точках, где эти данные имеются (скважины), тем не менее наблюдается существенное различие в точках, где фактических данных не существует (межскважинное пространство).

2. Недостаточная точность (погрешности) методов исследования. В первую очередь это относится к сейсмическим данным, но также, например, к методам определения проницаемости по данным ГИС и данным инклинометрии скважин.

Перечисленные факторы приводят к тому, что мы никогда не можем быть на 100% уверенны в каких-либо геологических построениях. Традиционные (детерминированные) построения и применяемые в них приемы, например, проведение линии выклинивания на половине расстояния между скважинами, не сужают и никоим образом не разрешают проблему неоднозначности геологической модели, так как идеальный детерминистский метод получает «среднюю» реализацию геологической модели.

Наши знания о месторождениях нефти и газа никогда не являются исчерпывающими. На этапе разведки и ОПЭ мы обычно имеем дело с несколькими скважинами и кубом сейсмических данных, разрешающая способность которого ограниченна. В тоже время, большинство разрабатываемых сегодня месторождений сложены переслаиванием неколлекторов и коллекторов различных типов, то есть неоднородны. При этом латеральные размеры неоднородностей, влияющих на процессы разработки месторождения, часто меньше или сопоставимы с расстояниями между скважинами.

Таким образом, задача построения геолого-математической модели месторождения, по крайней мере, на начальном этапе его разработки, имеет множество решений, каждое из которых, тем не менее, может привести к различным прогнозам технологических показателей разработки. Это приводит к возникновению технологического и экономического риска разработки месторождения, связанного с неоднозначностью построений, положенных в основу его проектирования.

Безусловно, в процессе разработки месторождения, появляется больший объём геологических и промысловых данных, правильное использование которых позволяет существенно снизить неопределённость построений и связанный с ней риск. Однако большинство решений, определяющих успех или неудачу проекта, обычно принимаются на начальной стадии разработки месторождения. Кроме того, многие методы, применяемые сегодня при доразработке месторождений (горизонтальные скважины, закачка газа, гидроразрыв и т.д.) оказываются очень чувствительными к неоднозначности моделей, применяемых при их проектировании. Поэтому, для старых месторождений, где неоднозначность геолого-технологических построений сужается, связанный с нею риск при определённых условиях может даже возрастать.

Фактически геологи, разработчики, технологи и менеджеры всегда стараются оценить и минимизировать подобную неоднозначность, задавая вопросы типа "Что, если запасы на самом деле меньше балансовых?", "Что, если обводненность продукции окажется выше проектной?", "Что, если продуктивность горизонтальной скважины окажется ниже прогнозируемой?". Однако такой анализ трудно назвать корректным и надёжным, так как он основывается не на объективной численной оценке возможных отклонений параметров месторождения от тех, которые были положены в основу проекта, а только на неформализованном опыте специалистов, то есть на их интуиции.

Наибольший интерес и значимость для недропользователя представляют прогнозные показатели разработки месторождения, так как позволяют заранее предвидеть планируемые капитальные вложения и возможные прибыли.

Практика показывает, что о степени достоверности расчетов технологических показателей разработки можно судить по первым годам прогнозирования. Поскольку в данной работе особое внимание уделено оценке достоверности при проектировании методов увеличения и интенсификации добычи нефти (в частности эффективности внедрения технологии горизонтального бурения), анализ представлен как отдельно по горизонтальным и вертикальным скважинам, так и в целом по фонду скважин месторождения.

Расчет прогнозных показателей разработки проводился с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования TEMPESTMore (ROXAR).

Согласно расчетам, проведенным с использованием гидродинамической модели месторождения, по вертикальным скважинам были получены начальные дебиты, характерные для данных гидродинамических условий. Исходя из рассчитанной динамики пластового и забойных давлений, накопленных отборов нефти и жидкости, а так же количества дней работы каждой скважины за первый год работы, были получены среднесуточные дебиты вертикальных скважин. Так, средний дебит нефти новых вертикальных скважин, введенных в 2004 г., составил 73,5 т/сут, при этом средний коэффициент продуктивности равен 10,3 т/(сут·МПа).

Оценка фактической динамики режимов работы вертикальных скважин показывает, что среднесуточный дебит новых скважин в 2004 году составлял около 62,3 т/сут, при этом среднее значение коэффициента продуктивности было равно 9,7 т/(сут·МПа).

В таблице 1 представлено сопоставление расчетных и фактических среднесуточных дебитов вертикальных скважин.

Таблица 1. Сопоставление расчетных и фактических показателей работы ВС

Как видно из таблицы 1 рассчитанные на гидродинамической модели месторождения и фактические дебиты новых вертикальных скважин несколько различаются (отклонение расчетной величины от фактической составило 17,98%). Это связано, прежде всего, с тем, что фактический порядок ввода скважин, а значит и количество дней работы, отличаются от заложенных в модель. Соответственно и динамика отбора жидкости и характер изменения пластового давления несколько различны. Поэтому единственным адекватным параметром сопоставления расчетных и фактических величин, характеризующих добывные возможности скважин, является коэффициент продуктивности, расчетное и фактическое значения которого имеют очень хорошую сходимость (отклонение от фактической величины составило 6,05%).

Таким образом, оценка адекватности прогнозных расчетов построенных на базе созданной модели указывает на то, что ГГМ достаточно хорошо описывает реальные гидродинамические процессы, происходящие в залежи.

Небольшое отличие между прогнозными и фактическими показателями для ВС давало основание констатировать, что создан высокоточный инструмент, позволяющий не только прогнозировать, но и регулировать разработку. Однако для горизонтальных скважин, как видно из таблицы 2, точность прогноза оказалась низкой.

Таблица 2. Сопоставление прогнозных и фактических режимов работы ГС.

Сравнительный анализ показал, что по всем горизонтальным скважинам очевидна коэффициентная ошибка между запроектированными и фактическими дебитами. Ревизия геологической и фильтрационной основы гидродинамических расчетов показала, что основным фактором, обусловившим низкую достоверность прогноза, является показатель анизотропии пласта по проницаемости. Следует отметить, что в условиях отсутствия специальных исследований в нашем случае была заложена наиболее часто встречающаяся в практике моделирования величина коэффициента анизотропии, когда проницаемость в вертикальном направлении в 10 раз меньше горизонтальной проницаемости.

Во второй главе «Влияние основных геолого-технологических факторов на адекватность гидродинамической модели и способы их учета» представлены общие сведения о моделируемых объектах разработки и дана их геолого-физическая характеристика, а также детально рассмотрена гидродинамическая модель нефтяного месторождения, являющаяся основой для обоснования прогноза добычи нефти, объема буровых работ и анализа эффективности применяемой технологии извлечения нефти из недр месторождения. Представлены результаты влияния наиболее значимых факторов на эффективность работы горизонтальных скважин. Предложено использование единого коэффициента эквивалентной анизотропии, как наиболее эффективного способа учета физических явлений, происходящих вокруг горизонтального ствола, и позволяющего достичь максимальной сходимости прогнозных и фактических режимов работы горизонтальной скважины.

Трехмерное геологическое моделирование месторождений нефти и газа на сегодняшний день является основным инструментом анализа и представления геологической информации. Геологическая модель залежи была построена с помощью программного комплекса IRAP RMS. Процесс моделирования месторождения в IRAP RMS состоит из следующих этапов. Первый этап – структурное моделирование, результатом которого является построение структурной модели месторождения как основы для создания детальной трёхмерной геологической модели. Вторым этапом является литологическое моделирование. Его цель – получение трёхмерного распределения пород различных литотипов в пространстве. Третий этап – это петрофизическое моделирование, т.е. получение трёхмерного пространственного распределения петрофизических свойств с учётом литологии, смоделированной на предыдущем этапе.

Н
а основе цифровой геологической модели были проведены дополнительные построения на базе программного пакета TEMPESTMore с целью создания гидродинамической модели. Данный пакет предназначен для оперативного анализа геометрии гидродинамической сетки (рис.1), заложенных в модель полей коллекторских свойств и получаемых в процессе расчётов полей (насыщенности, давления, вязкости, относительной проницаемости и т.д.), а также динамики технологических показателей.

При моделировании объектов всегда встает проблема укрупнения изначальной геологической модели и усреднения ее свойств. Современная вычислительная техника не настолько производительна, чтобы рассчитывать модели из 3-х…4-х млн. ячеек, не говоря о более крупных месторождениях, где число ячеек геологической модели доходит до нескольких десятков миллионов. В связи с этим детальность трехмерных геологических моделей обычно гораздо выше детальности гидродинамических моделей. Если для параметров пористости и насыщенности задача переноса параметров вполне удовлетворительно решается путём осреднения (или осреднения с учётом весового параметра), то для переноса полей проницаемости используется метод Upscaling. Именно на этом этапе происходит укрупнение сетки, а значит и определенное упрощение модели. При укрупнении сетки по вертикали нивелируется неоднородность коллектора, т.е. при объединении двух ячеек с толщиной 0,2 м (шаг интерпретации стандартной геофизики), одна из которых является коллектором, а другая близка по своим свойствам к неколлектору, получаем одну ячейку со средневзвешенными свойствами, в данном случае коллектор, но с уменьшенной проницаемостью. Общепринятой практикой компенсации, теряемой при укрупнении сетки неоднородности, а также неоднородности, теряемой из-за пошаговой интерпретации ГИС, является введение параметра анизотропии  в исходные данные модели.

Характеристики

Список файлов диссертации