gototopgototop

Определение параметров системы разработки экспресс-методом для неразбуренных зон с учетом геологической неоднородности

Спирина Елизавета Александровна – студент кафедры Цифровых технологий в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Аннотация: В данной работе предлагается комплексный подход для выбора параметров оптимальной системы разработки. Этот подход основан на переборе множества входных параметров, которые условно можно разделить на глобальные и локальные. К глобальным параметрам относятся средняя проницаемость и средняя толщина пласта, к локальным относятся тип системы разработки, плотность сетки, деформация сетки, полудлина трещины ГРП и т.д. Используется двумерное моделирование на основе трубок тока, поле давлений рассчитывается методом источников. Данный подход позволяет рассчитать большое количество моделей за небольшой промежуток времени. Целевой функцией на всех этапах является значение чисто-дисконтированного дохода (ЧДД). Соответственно, максимум ЧДД определяет оптимальную конфигурацию параметров системы разработки.

Ключевые слова: Учет геологической неоднородности, зависимость охвата вытеснением от длины линии тока, палетка определения оптимальной плотности сетки скважин.

Описание проблематики, актуальность

Обеспечения эффективной разработки является актуальной задачей как с технической, так и с экономической точек зрения. Трехмерное гидродинамическое моделирование широко используется для решения задачи выбора оптимальной системы разработки месторождения [1]. Однако данный подход является очень трудоемким и затратным по времени. Таким образом, возникает проблема: сложность и трудоемкость вовлечения трехмерного гидродинамического моделирования для решения задачи выбора оптимальной системы разработки крупного и уникального месторождения. И не всегда затраченные время и средства оправдывают полученные результаты, ведь иногда требуется лишь оперативный расчет с допустимой погрешностью. Поэтому целью данной работы является оперативный выбор оптимальной системы разработки нефтяного месторождения при помощи полуаналитического двумерного симулятора [2] с учетом геологической неоднородности пласта.

Целью данной работы является создание инструмента выбора оптимальных параметров – «палеток» (диаграмм) – для каждой системы разработки, отображающих оптимальную плотность сетки скважин в зависимости от проницаемости и эффективной толщины с учетом геологической неоднородности [2]. Использование данных палеток, полученных при помощи 2D-симулятора, позволит уменьшить трудозатраты на выбор системы разработки благодаря экспресс-оценке ЧДД и коэффициента извлечения нефти (КИН), что особенно актуально для крупных и уникальных месторождений.

Методика учета трехмерной геологической неоднородности в двумерной модели пласта

Перед описанием методики учета трехмерной геологической неоднородности введем некоторые определения.

Рассмотрим КИН, который зачастую выбирается в качестве технологической характеристики эффективности системы разработки месторождения. КИН вычисляется как отношение накопленной добычи нефти с начала разработки к величине начальных геологических запасов:

(1)

С другой стороны, КИН может быть расcчитан как произведение коэффициента вытеснения, коэффициента охвата сеткой и коэффициента охвата заводнением:

(2)

Коэффициент вытеснения – это предельная величина нефтеизвлечения, которая может быть получена при длительном (бесконечном в пределе) промывании образца породы (керна) вытесняющим флюидом.

Коэффициент охвата сеткой – это доля объема коллектора, вскрытого хотя бы одной добывающей скважиной (или одновременно добывающей и нагнетательной скважинами), от всего объема коллектора.

Коэффициент охвата заводнением – это доля от вовлеченных в разработку запасов, которая может быть добыта при каком-то предельном значении обводненности (например, 100%).

Основной идеей предлагаемой методики является то, что пространственная геологическая неоднородность трехмерной модели должна быть включена в двумерную аналитическую модель с помощью зависимости коэффициента охвата сеткой от длины линии тока.

Представим себе, что пласт состоит из множества линз разного размера (рисунок 1).

А)                                         Б)

Рисунок 1. Влияние геологической неоднородности на КИН.

Если такую линзу одновременно вскроют две скважины, одна из которых добывающая, а другая нагнетательная, то за бесконечное время добывающая скважина добудет всю подвижную нефть из этой линзы (рисунок 1, А).

Если в линзу попадет больше скважин, то это скажется лишь на скорости промывания линзы. Если же уменьшить плотность сетки, увеличив расстояние между скважинами (рисунок 1, Б), то линза вскрыта не будет, нефть останется в пласте, и КИН снизится. Таким образом, коэффициент охвата сеткой характеризует влияние геологической неоднородности на снижение КИН при изменении плотности сетки и не зависит от предельной обводненности.

Таким образом, эффект геологической неоднородности пласта выражается в падении коэффициента охвата при увеличении расстояния между скважинами. Данная зависимость была построена для участка месторождения Западной Сибири (рисунок 2).

Рисунок 2. Пример зависимости коэффициента охвата от длины линии тока.

Таким образом, для учета геологической неоднородности при расчетах в двумерном аналитическом симуляторе предлагается следующее: каждой линии тока длиной  в двумерном симуляторе ставится в соответствие коэффициент-множитель на поровый объем трубки тока (задается в виде зависимости коэффициента охвата от длины линии тока). Именно при помощи поправочного коэффициента в виде Кохв происходит корректировка дренируемого объема в двумерном симуляторе.

Полученные результаты

Далее представлены результаты многовариантных расчетов в двумерном симуляторе. Каждое значение оптимальной плотности сетки скважин выбиралось по критерию максимального значения ЧДД по сравнению с другими полученными вариантами для каждой системы разработки.

Таблица 1

Системы разработки

Коэффициент деформации, д. ед.

Плотность сетки, га/скв.

ЧДД, д. ед.

КИН, д. ед.

К, мД

Н, м

Девятиточечная

1

25

1,00

0,407

5

25

Семиточечная

1

25

0,98

0,391

5

25

Пятиточечная

1

25

0,94

0,395

5

25

Рядная

1

25

0,83

0,390

5

25

По полученным результатам построена палетка определения оптимальной плотности сетки скважин по критерию максимального ЧДД для оптимальной системы разработки (обращенная девятиточечная система разработки).

Рисунок 3. Палетка определения оптимальной ПСС для девятиточечной системы разработки.

По результатам анализа построенных палеток принимается решение о выборе оптимальной плотности сетки скважин в зависимости от значения проницаемости на целевом участке для каждой системы разработки.

Выводы

Таким образом, по результатам сравнительного анализа для данного месторождения Западной Сибири наилучшим вариантом по критерию максимального ЧДД при выполнении проектного КИН выбрана обращённая девятиточечная система разработки с ПСС 25 га/скв.

Список литературы

  1. Байков В.А., Жданов Р.М., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С., «Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами», ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа, 2011.
  2. Рабцевич C.А., Колонских А.В., Мустафин Р.Х., Костригин И.В., «Выбор системы разработки месторождений с использованием программного комплекса «РН-КИН», ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа, 2014.

Интересная статья? Поделись ей с другими:

Внимание, откроется в новом окне. PDFПечатьE-mail