Файл: 1. Анализ существующих систем разработки и методов их оптимизации.docx
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 54
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
При адаптации гидродинамической модели рассматривается способ восстановления полей проницаемости путем интерполяции невязок по промысловым показателям.
Настройку показателей добычи нефти предлагается проводить посредством модификации фазовых проницаемостей, вид которых восстанавливается на основании промысловых данных. Использование такого подхода позволяет существенно сократить число настраиваемых параметров (степеней свободы), что в свою очередь поможет избавиться от множества не верных путей решения.
Для обоснования степени точности настройки технологических показателей по скважинам, при адаптации модели, был предложен дифференцированный подход, который заключается в установлении гибких пределов несоответствия фактических и расчетных показателей, в зависимости от их величины. При этом, для оценки точности настройки высокодебитных скважин, принимается величина относительной ошибки на уровне 5% (в соответствии с отраслевым регламентом), а для более низкопродуктивных скважин предельно-допустимая ошибка изменяется (растет) по степенному закону пропорционально величине настраиваемого показателя. Такой подход является более реальным, поскольку для многих низкодебитных скважин сама величина дебита является пределом точности замера.
-
Теоретическая основа применяемая в работе альтернативных методов оценки и прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий
Необходимость применения альтернативных упрощенных методов оценки эффективности и прогнозирования мероприятий связана, по крайней мере, с двумя причинами. Первая причина заключается, как уже отмечалось выше, в отсутствии необходимой информации о свойствах пласта, влияющих на эффективность процесса применения той или иной технологии. Поэтому, во многих случаях наиболее адекватные результаты возможно получить, прибегнув к использованию методов статистики, которые могут учитывать скрытые связи изменений состояния пласта, отображаемые в виде колебаний на динамических графиках технологических показателей добывающих и нагнетательных скважин. Наиболее часто статистические методы используют для оценки эффективности отдельных мероприятий и поиска зависимостей эффекта от геолого-промысловых показателей. В результате определения таких зависимостей «добываются» новые знания о процессе разработке и устанавливаются наиболее влияющие на данный процесс факторы.
Второй причиной является оперативность принятия решений. Действительно, на создание полномасштабной геолого-гидродинамической модели зачастую тратится большое количество временных ресурсов (от нескольких месяцев до года), что, конечно же, не позволяет использовать её в этот период в системе принятия решений. Здесь и возникает необходимость в некотором оперативном инструменте, позволяющем в короткое время получить качественную и относительно грубую количественную оценку эффективности того или иного мероприятия.
Условно, все упрощенные методы разбиваются на две группы. В первую группу входят методы позволяющие оценить эффективность уже проведенных мероприятий, во вторую – методы способные осуществить прогнозную оценку дополнительно добытой нефти и выбрать наиболее перспективные скважины для осуществления посредством них воздействия на пласт.
В качестве применяемых в работе методов первой группы был выбран универсальный закон падения дебита нефти, разработанный . Данный закон обладает широким диапазоном качественной аппроксимации и основан на физически содержательной модели, поэтому, в настоящей работе был принят в качестве основного.
В рамках второй группы рассмотрены различные статистические подходы, позволяющие схематизировать основные элементы неоднородности и прогнозировать эффективность применения того или иного метода воздействия на пласт.
Для схематизации и формального описания элементов неоднородности можно использовать метод кластерного анализа, суть которого состоит в объединении в группы объектов с набором схожих признаков. В качестве объектов могут выступать пропластки, скважины с осредненными свойствами и т. д.
Получаемые в процессе математических вычислений кластерные области будут обладать отличными друг от друга геологическими характеристиками, однако, в своих пределах будут описываться только средними величинами фильтрационно-емкостных свойств. Применяя задачу разработки зонально-неоднородного пласта к полученной кластерной модели можно получить приближенную оценку эффективности размещения и последующего преобразования сетки добывающих и нагнетательных скважин
Для обоснования применения других методов увеличения нефтеотдачи, эффективность которых зависит не только от зональной, но и послойной неоднородности, а также ряда других факторов, которые не возможно учесть ни в упрощенных методах расчета, ни, даже, в полномасштабной геолого-гидродинамической модели, целесообразно использовать статистические подходы, определяющие связь величины эффекта от применения технологии с геолого-промысловыми свойствами объекта воздействия. Причем, как правило, такие связи редко описываются простыми двухмерными регрессионными зависимостями, поскольку на процесс фильтрации жидкости в
пласте влияют сразу несколько факторов, к которым относятся и геологические свойства пластовой системы, и технологические особенности разработки, и, даже, человеческий фактор. Поэтому, для учета всех составляющих процесса, необходимо использовать многомерные статистические зависимости, которые позволяют учесть максимум влияющих на эффективность применяемой технологии свойств пласта и параметров процесса разработки.
Далее рассматривается инструмент множественной регрессии и сопутствующий ему метод факторного анализа, позволяющий не только редуцировать (сократить) необоснованно расширенный набор исходных параметров, но и определить структуру взаимосвязей между ними.
-
Основные принципы создания трехмерной геоло-гидродинамической модели объекта, как основы по оптимизации системы разработки
На основании теоретических подходов к определению «природной конструкции» пластов, а также с использованием аппарата многомерной статистики, было восстановлено фациальное строение объекта АВ1-2 Поточного месторождения. Использованный при этом статистический метод кластерного анализа позволил на начальном этапе работы сформировать верную гипотезу о генезисе горных пород исследуемых пластов.
При использовании кластерного анализа в качестве объектов объединения, в нашем случае, выступили скважины, имеющие замеры геологических признаков в местах, где эти скважины были пробурены. Для каждого пласта было сформировано по 2 группы скважин, схожих по своей геологической информации. Скважины, принадлежащие к разным кластерным группам, оказались не рассеянными беспорядочно по площади месторождения, а сконцентрировались в определенных зонах. Оконтуривание этих зон позволило получить границы непрерывно-протяженных областей, вытянутая форма которых указывала на наличие в пласте «шнурковых» геологических тел, сформировавшихся, либо в потоке русел древних рек, либо в прибрежной части моря под влиянием вдольбереговых течений.
Анализ форм каротажных кривых показал, что каждая кластерная группа, в своих пределах, имеет характерный для большинства скважин электрометрический разрез, причем в подошвенных частях пластов АВ1 и АВ2 четко выделяется высокопродуктивное песчаное образование. На основании метода формализации кривых ПС (по ) был определен генезис каждого из пластов объекта, который указывает на то, что «шнурковое» тело, выделенное в результате кластерного анализа на пласте АВ2, относится к русловой фации, а поперечные высокопродуктивные зоны пласта АВ1 представлены группой баровых островов.
Пространственная схематизация фациальных тел, проведенная после детальной корреляции разрезов, позволила окончательно сформировать представления о генезисе продуктивных пластов. На карте толщин фаций (рисунок 1) видно, что массивное тело, выделенное на пласте АВ2 действительно имеет форму руслового канала, который на западе принимает форму дельтового веера, относящегося уже к переходной обстановке осадконакопления. Образование дельтового веера происходило вследствие впадения речного потока в морской бассейн, в условиях которого формировался пласт АВ1.
На карте совмещенных толщин двух фаций (рисунок 1) не трудно заметить, что баровые острова расположены в зоне образования промоины руслового канала. Такое расположение объясняется, скорее всего, длительным застойным периодом в движении морского бассейна, в результате которого тела, сформировавшиеся в руслово-дельтовых образованиях, подвергались длительному воздействию на них вдольбереговых течений моря. Терригенный материал, откладываемый при впадении реки в море, разносился вдоль берега и накапливался в виде песчаных гряд, которые впоследствии превратились в группу баровых островов.
Обнаруженные фациальные тела представляют собой элементы макронеоднородности объекта, характеризующиеся индивидуальным распределением и средними значениями коллекторских свойств, которые являются определяющими факторами в процессе выработки запасов.
Используя выделенные границы, а также представления о характере напластования песчаных слоев и распределения свойств фаций, была создана геолого-гидродинамическая модель объекта АВ1-2 Поточного месторождения, в результате построения которой были успешно использованы описанные в предыдущем разделе теоретические подходы к моделированию и достигнута хорошая степень адаптации.
| |
 |
Рисунок 1 – Карта толщин фации баров и русел. Поточное месторождение, объект АВ1-2
Устанавливаются механизмы взаимодействия выделенных фациальных элементов объекта АВ1-2 Поточного месторождения, с учетом которых разрабатывается оптимальная схема относительного расположения добывающих и нагнетательных скважин. Проводится сопоставительный анализ эффективности применения других методов оптимизации системы разработки пластов с зональной неоднородностью. Рассматриваются альтернативные возможности упрощенного моделирования в области оценки и прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий.
В процессе проведения геолого-промыслового анализа были рассмотрены особенности выработки запасов объекта АВ1-2 Поточного месторождения, которые позволили получить следующие результаты:
1. По данным потокометрии, проведенной на скважинах, эксплуатирующих совместно все фациальные тела единым фильтром установлено, что наибольшую приточность обеспечивает фация русел. Фация шельфа имеет самый низкий охват вытеснением по мощности пласта.
2. По данным интерпретации ГИС уплотняющего фонда скважин определена степень выработки запасов, которая свидетельствует о наибольшем извлечении нефти из фаций баров, поймы и русла, причем для русловой фации зафиксирован подъем водо-нефтяного контакта. Фация шельфа, в которой сосредоточено 40 % запасов всего объекта, оказалась практически не вовлеченной в процесс разработки.
3. В ходе проведения дифференцированного подсчета текущих и конечных извлекаемых запасов нефти по каждой фации выявлено, что при общем коэффициенте нефтеизвлечения по объекту АВ1-2 равном 0,228, нефтеотдача, составляющих данный объект фаций, совершенно различна. Так, текущий КИН фации баров (0,320), более чем в три раза превышает КИН шельфовых отложений (0,100). Наиболее высокий КИН из всех имеет фация русел (0,380). Анализ конечных КИН, рассчитанных по характеристикам вытеснения, показал, что их величина, для высокопроницаемых фаций, приближена, а в некоторых случаях превышает коэффициент вытеснения. Полученный результат теоретически можно объяснить наличием процесса дренирования запасов нефти низкопродуктивных коллекторов высокопроницаемыми областями фаций баров и русел. То есть, данные фации при определенных условиях играют роль «дренажной канавы». Одним из таких условий является создание перепадов давления между смежными разнопродуктивными зонами.
4. Аналогичный эффект «дренирования» установлен также на соседнем Южно-Покачевском месторождении, где присутствует тот же объект АВ1-2 со сходным геологическим строением. На данном объекте было замечено, что наибольшую нефтеотдачу пласта обеспечивает такая система разработки, при которой добывающие скважины сосредоточены в высокопроницаемых зонах, а нагнетательные скважины располагаются в смежных низкопродуктивных отложениях. Такое размещение скважин позволяет усилить перепад давления между низко и высокопроницаемыми смежными коллекторами, что в свою очередь позволяет вовлечь в разработку ранее не дренируемые запасы нефти.