Файл: 3, 2022НаукИ о землеНаука. ИнноВацИИ. ТехНологИИ, 3, 2022.pdf

47
№ 3, 2022
НаукИ о земле
«Наука. ИННоВацИИ. ТехНологИИ», № 3, 2022
25.00.15 (2.8.2)
ТЕХНОЛОГИя БУРЕНИя И ОСВОЕНИя СКВАЖИН
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИя НЕФТяНыХ
И ГАЗОВыХ МЕСТОРОЖДЕНИй
25.00.17 (2.8.4)
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИя НЕФТяНыХ И ГАЗОВыХ
УДК 622.276.344 МЕСТОРОЖДЕНИй
Введение.
Все больше разрабатываемых на сегодняшний день месторож- дений относятся к категории ТРИЗ, величина коэффициента из- влечения нефти которых напрямую зависит от качества проводки горизонтальной скважины по геологическому разрезу. В статье описывается подход, позволяющий планировать наиболее эффек- тивные траектории скважин с точки зрения накопленной добычи нефти на рассматриваемый период. Также приводится преиму- щества разработанного подхода над существующими инструмен- тами и отмечаются точки роста.
Материалы и методы исследования.
В статье приводится анализ влияния конкретных геологических параметров на накопленную добычу, используя выводы, получен- ные на данном этапе, построена целевая функция, позволяющая ранжировать траектории на качественном уровне с точки зрения перспективности. Данная логика отражена в разработанном про- тотипе программного обеспечения, который можно использовать совместно с наиболее распространенными гидродинамическими симуляторами.
Результаты исследований и их обсуждение. В качестве доказательной базы проведен ретроспективный ана- лиз с перепроводкой фактических скважин в гидродинамической модели и учетом изменения геологической основы. В каждом из расчетов получен эффект дополнительной добычи нефти, при не- изменных уровнях добычи жидкости. Таким образом, можно сде- лать вывод об увеличении коэффициента охвата и вовлечении в разработку ранее не связанных объемов нефти.
Выводы.
Анализ полученных результатов показал о возможности примене- ния данной методики на проектный фонд скважин, а также возмож- ность тиражирования на другие объекты разработки.
Ключевые слова: Аналитический инструмент, определение положения ствола сква- жины, многовариантные расчеты, разработка месторождений, гид- родинамические расчеты.
PАЗРАбОТКА АНАлИТИЧЕСКОгО
ИНСТРуМЕНТА Для ОпРЕДЕлЕНИя
ОпТИМАльНОй ТРАЕКТОРИИ СКВАжИНы
Сайфуллин А.А. ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г. Тюмень, Россия
DOI: 10.37493/2308-4758.2022.3.3

48
Sayfullin A.A.
Tyumen Oil Research Center, Tyumen, Russia
Analytical Tool Development for Deremining
the Optimal well Trajectory
Introduction.
More and more oil fields being developed today belong to the hard to recover category, the value of the oil recovery coefficient of which directly depends on the quality of the horizontal well placement along the geological section. This article describes an approach that allows planning the most effective well trajectories in terms of cumulated oil production for the period under consideration. The advantages of the developed approach over existing tools are also given.
Materials and methods of research.
The article provides an analysis of the geological parameters influence on the cumulated production, using the conclusions obtained at this stage, an objective function is constructed that allows ranking trajectories at a qualitative level in terms of prospects. This logic is reflected in the developed software prototype, which can be used in conjunction with the most common hydrodynamic simulators.
Research results and their discussion.
As an evidence base, a retrospective analysis was carried out with actual wells replacement and taking into account changes in the geological basis. In each of the calculations, the effect of additional oil production was obtained, with unchanged liquid production levels. Thus, it can be concluded that the coverage coefficient is increasing and previously unrelated volumes of oil are involved in the development.
Conclusions.
The analysis of the results showed the possibility of applying this technique to the all wells, as well as the possibility of replication to other development facilities.
Key words:
Analytical tool, determination of the wellbore position, multivariate calculations, oil field development, simulation model.
Введение
Современная тенденция добычи нефти направле- на на вовлечение в разработку активов, которые характеризуются как трудно извлекаемые. Высокая расчлененность коллекторов, свя- занная с обстановкой осадконакопления, близость контактов, малая мощность нефтеносности, латеральная невыдержанность – данные факторы существенно усложняют добычу углеводородов. При пла- нировании и мониторинге разработки встает вопрос о достижении планового коэффициента извлечения нефти путем увеличения ко- эффициента охвата [1, 9, 10]. Данный процесс требует высокой ква-

49
№ 3, 2022
лификации специалиста по сопровождению бурения, использова- ния современного программного обеспечения и больших трудозат- рат. Однако, даже при соблюдении всех вышеперечисленных усло- вий, принятые проектные решения не всегда являются оптималь- ными с точки зрения разработки, ввиду высокой вероятности тех- нических ошибок, а также невозможности перебора всех вариан- тов при многовариантных расчетах (на сегодняшний день основной инструмент подкрепляющий принятие решений) [2, 3].
Автором статьи разработан инструмент, позволяющий с вы- сокой точностью и скоростью определять оптимальную проводку горизонтальной скважины по геологической сетке, при этом учи- тывать буримость предложенной траектории и обеспечивать мак- симизацию накопленной добычи нефти за рентабельный период.
В основе инструмента лежит алгоритм, использующий выведен- ные статистические зависимости, теорию графов и представлен в виде прототипа программного обеспечения, которое протестиро- вано при совместном использовании с гидродинамическим симу- лятором.
Методика опробована на нескольких месторождениях Рос- сийский Федерации, как в Западной и Восточной Сибири, так и на Дальнем Востоке. Первоначально проведен ретроспективный анализ с доказательной базой алгоритма, после чего было прове- дено опробование на проектных решениях. В каждом из расчетов разработанная методика показывала увеличение накопленной до- бычи на скважину от 10 до 20%, а также быстродействие более чем в 1500 раз в сравнении с текущими используемыми методи- ками.
материалы и методы исследования
На сегодняшний день выбор траектории скважины происходит экспертным путем с ориентацией на рассчитанные за- пускные дебиты в рейтинге бурения и с применением инструмен- та МВР (многовариантные расчеты) [3]. Данная методика получила повсеместное и широкое применение во многих компаниях. Одна- ко, приятый подход обладает рядом недостатков. В таблице 1 ниже представлена сравнительная характеристика принятого и предлага- емого подходов [6–8].
НаукИ о земле
Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины
Сайфуллин А.А.

50
Таблица 1.
СРАВНИТЕЛьНАя ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДХОДОВ
Table. 1 Comparative characteristics of approaches
Учет распространения тел
–
+
Учет технологических ограничения
–
+
Оперативность расчетов
–
+
Малые трудозатраты
–
+
Исключение многовариантных расчетов
–
+
Большие вычислительные мощности
–
+
Предсказуемость
–
+
Учет азимутального угла
+
+
Количественная оценка
+
–
Учет интерференции скважин
+
–
Существующий
подход
Существующий
подход
Предлагаемый
подход
К основным недостаткам существующего подхода относятся:
1)
Сложность или невозможность учета распростране- ния геологических тел по латерали, данный аспект

51
№ 3, 2022
не всегда возможно учесть при проводке скважины в модели экспертным путем.
2)
Проведение многовариантных расчетов требует больших трудозатрат для подготовки и обработки результатов расчета. Также необходимы значитель- ные вычислительные мощности и достаточное ко- личество времени для проведения расчета. Что не всегда является возможным в рамках задач по со- провождению бурения и необходимости оператив- ного принятия решения.
Предлагаемый же инструмент частично позволяет решить данные проблемы, алгоритм проводит все возможные тра- ектории скважин на рассматриваемом участке моделирования с уче- том технологических возможностей бурения (например, угол крив- ления горизонтального участка скважины на 100 м) [5], применяет к каждой из них целевую функцию, которая выведена автором, и ран- жирует траектории в порядке их перспективности на потенциаль- ную накопленную добычу в рентабельный период разработки без произведения гидродинамического расчета. Таким образом получа- ется аналитическая оценка с определением некоторых траекторий скважин из всего возможного набора для проведения гидродинами- ческого расчета только для них.
Основным подходом при разработке алгоритма была поста- новка и решение обратной задачи. А именно: какие параметры в геолого-гидродинамической модели имеют наибольший вклад в ве- личину коэффициента охвата и накопленную добычу нефти [1].
В качестве объектов для тестирования были выбраны несколь- ко объектов разработки в рамках одного месторождения, находяще- гося в Восточной Сибири. Месторождение характеризуется высо- кими значениями проницаемости до 1Д, малой мощностью нефте- насыщенных толщин, невыдержанностью коллектора по латерали и высокой неоднородностью, которая связана с обстановкой осадко- накопления, определенная как меандрирующие реки, тела коллек- торы – бары, русловые отложения [9, 11]. Месторождение введено в пробную эксплуатацию в 2017 году, несмотря на то, что отсутст-
НаукИ о земле
Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины
Сайфуллин А.А.

52
Рис. 1.
Геологический разрез.
Fig 1 Cross-section вует достаточная история разработки, некоторые тренды динамики уже понятны: ввиду обширных газовых шапок и близости водоне- фтяного контакта, происходит стремительный рост газового факто- ра и обводненности.
Для месторождений подобного типа основным видом геоло- го-технических мероприятий является ввод новых скважин. Таким образом вопрос размещения фонда скважин является ключевым и ост рым.

53
№ 3, 2022
На имеющийся геолого-гидродинамической модели опреде- лен участок, отражающий основные концептуальные особенности объекта разработки и проведен многовариантный расчет с вариа- цией траектории скважины по геологическому разрезу. Количество расчетов равно 2500, по каждому стволу скважины собрана накоп- ленная статистика по вскрытым ячейкам. Данная статистика необ- ходима для определения каким образом каждый геологический па- раметра повлиял на накопленную добычу нефти. Ниже на рисунке
1 представлен геологический разрез по проницаемости и кубу свя- занных тел.
Необходимо отметить, что выделяется 2 тела (Тело №1 и Тело
№2) из пяти, выделенных различными цветами, которые обладают наилучшими коллекторскими свойствам и размерами. Для опреде- ления потенциала связанных тел с точки зрения разработки постро- ена относительная статистика величины запасов (STOIIP) и значе- ния проводимости (kh) (рис. 2), а также построено облако распреде- ления результатов расчета (рис. 3).
Рисунок 3 демонстрирует, что все расчеты разбились на три облака точек, которые характеризуются вскрытием пласта:
1)
Совместное вскрытие Тела №1 и №2 способствует максимальной накопленной добычи нефти за рас- сматриваемый период, который в рамках данной за- дачи предполагался как среднесрочный и был при- нят 20 годам.
2)
При самостоятельном вскрытии Тела №1 отмеча- ется значительное снижение накопленной добычи нефти.
3)
Минимальная же добыча нефти наблюдается при проводке скважины только по Телу №2.
Таким образом проведенный анализ показал, необ- ходимость ранжирования связанных тел по их коллекторскому по- тенциалу для определения наиболее перспективных зон для буре- ния в них скважины. Также стоит отметить, что для максимизации накопленной добычи нефти не всегда необходимо максимизировать накопленную величину проницаемости по стволу.
НаукИ о земле
Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины
Сайфуллин А.А.

54
Рис. 2.
Коллекторский потенциал.
Fig 2 Reservoir potential
Тело
№ 1 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0
Тело
№ 2
Относительный STOIIP
Относительный kh
Тело
№ 3
Тело
№ 4
Тело
№ 5

55
№ 3, 2022
НаукИ о земле
Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины
Сайфуллин А.А.
Рис. 3.
Облако накопленной добычи нефти.
Fig 3 Cumulated oil production distribution
2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 2,7 2,5 2,3 2,1 1,9 1,7 1,5 1,3 1,1 0,9 0,7 0,5
∑STOIIP*k, м
3
*мД
Тела № 1, 2
Вскрытие тел № 1, 2
Вскрытие тела № 1
Вскрытие тела № 2
Тело № 1
Тело № 2
Нак опленная добыча неф ти, тыс т

56
Рис. 4.
Интерфейс прототипа ПО.
Fig 4 Software GUI
Данная логика отражена в разработанной целевой функции, которая заложена в прототип ПО.
где: -N – количество связанных тел на рассматриваемой к бу- рению цели;

57
№ 3, 2022
– относительная величина kh × Soil по рассматривае- мому связанному телу;
– относительная величина извлекаемых запасов по рассматриваемому связанному телу;
l
n
– проходка ствола скважины по рассматриваемому связанному телу;
L – проектная длина горизонтального участка скважи- ны.
Алгоритм можно обобщить следующими ключевыми шагами:
1)
Запуск прототипа ПО, выбор гидродинамической модели, ниже на рисунке 4 представлен интерфейс, в котором пользователь выбирает модель, вводит ко- ординаты Т2 и Т3, угол кривления ствола скважины.
А также дополнительные параметры выгрузки дан- ных.
2)
Далее происходит инициализация модели считы- вание во входные данные алгоритма всех необхо- димых кубов свойств и построение всевозможных траекторий скважины. При построении геологичес- кая сетка скважины представляется алгоритмом как связанный граф с вершинами графа в виде самих ячеек, наличие ребра между вершинами определя- ется возможностью бурения из одной ячейки в дру- гую с учетом ранее введённого угла кривления [4,
12–14].
3)
Следующий шаг – построение куба связанных тел и расчет относительной статистики по выделенным телам.
4)
После производится построение всех возможных траекторий с применением целевой функции со сле- дующим ранжированием траекторий по их перспек- тивности.
5)
Заключительный шаг – выгрузка data-файлов и со- ставление отчета о работе программы.
НаукИ о земле
Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины
Сайфуллин А.А.

58
Результаты исследования
и их обсуждения
Продолжением работы после получения зависимос- тей и реализации алгоритма была выполнена серия расчётов на раз- ных месторождениях и объектах разработки с целью доказательс- тва корректной работы методики. В данной статье будут рассмотре- ны три варианта расчетов:
1) ретроспективный анализ,
2) проектное решение,
3) сопоставление с многовариантными расчетами.
Рассмотрим ретроспективный анализ. В 2018 го- ду на месторождении РФ был рассмотрен кандидат на уплотня- ющее бурение [15]. Используя геологическую модель ревизии 18
(Rev18) проведены расчеты и обоснование траектории скважин.
По окончанию бурения и обновлении геологической основы на факт бурения (Rev21), выяснилось, что свойства коллектора оказа- лись хуже, что привело к меньшим запускным дебитам и меньшим уровням добычи. В анализе использовались обе геолого-гидроди- намические модели для оценки профиля в случае бурения траек- тории, рассчитанной алгоритмом. Ниже в таблице 2 представлены описание расчетов.
Также на рисунках 4 и 5 ниже представлены разрезы по ку- бу kh*Soil (Rev18) и кубу разниц kh*Soil (Rev21–Rev18). Черным цветом представлена траектория, построенная алгоритмом, фиоле- товым – фактическая.
Далее на рисунках 7 и 8 и таблице 3 и 4 приведены результа- ты расчетов.
Таблица 2.
ОПИСАНИЕ РАСчЕТОВ
Table 2. Calculations description
Rev18
Case1
Case3
Rev21
Case2
Case4
Траектория /
Гео-основа
Факт
Алгоритм