Такой подход определяет возможность применения системы экспертных оценок и введение аналогий с другими проектными работами для выбора и обоснования параметров модели.

СОЗДАНИЕ И КОНТРОЛЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА Ю1 УРНЕНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Построение трехмерной геологической модели

Основной целью геологической модели месторождения является прогноз распространения коллектора и его свойств по площади месторождения, а также оценка запасов нефти и газа.

На основе геологической модели производится построение гидродинамической модели и выбор на ее основе оптимального варианта разработки эксплуатационного объекта и прогнозирования технологических показателей.

Геологическое моделирование 3Д позволяет получить трехмерное представление о строении пласта, характере распределения и изменчивости параметров этого пласта и насыщающих его флюидов.

Объектом моделирования является продуктивный пласт Ю1 васюганской свиты.

Геологическая модель продуктивного пласта Ю1 Урненского месторождения построена в программном комплексе Petrel компании Schlumberger на основе детальной обработки, интерпретации и комплексного анализа всей имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации.

Технология трехмерного геологического моделирования представляется в виде следующих основных этапов:

· детальная корреляция продуктивных пластов;

· структурное моделирование (создание каркаса);

· литологическое моделирование;

· петрофизическое моделирование;

· подсчет запасов углеводородов.

Трехмерная геологическая сетка продуктивного пласта Ю1 Урненского месторождения создана с использованием типа сетки Corner point (геометрия угловой точки), т.е. все ячейки сетки имеют одинаковую длину и ширину в плане, но их ребра могут иметь различную высоту.

Полигон моделирования определялся границами разведанности месторождения и лицензионной границей. Общая площадь области моделирования составляет 570 км². Шаг сетки выбирался, исходя из размеров залежи, геологической неоднородности объектов и возможностей вычислительной техники.

Таблица 1 - Параметры трехмерной сетки геологической модели

пласт	сетка	Кол-во слоев	Средняя мощность пласта, м.	Средняя толщина ячейки, м.	Пределы изменения общей толщины, м	Количество ячеек
Ю1	50х50	233	20	0.38	1 -93	78000000

1.1.1 Построение литологической модели

Куб литологии, являющийся основным кубом геологической модели, строился в программном комплексе Petrel с учетом представлений об условиях осадконакопления моделируемого продуктивного пласта и распределения коллекторов в пространстве.

Объектное моделирование литологии возможно в том случае, когда четко определена геометрия геологических тел (например, в случае руслового генезиса коллекторов). С точки зрения литолого-фациальной характеристики природный резервуар - пласт Ю1 Урненского месторождения имеет мелководно-морской генезис и выдержанность по площади, поэтому применение интерполяционного моделирования более оправдано.

Куб литологии строился по результатам обработки данных ГИС методом интерполяции, путем распространения параметра кода литологии, определяющего наличие (отсутствие) коллектора в пропластке.

Корректность построенной литологической модели проверялась на основе статистического анализа. Проводилось сопоставление характеристик пласта по данным РИГИС с ячейками геологической модели, через которую прошли траектории скважин Средние параметры близки друг к другу, что свидетельствует о сохранности исходной неоднородности в скважинах.

1.1.2 Построение модели фильтрационно-емкостных свойств

Основой для построения модели пористости послужили результаты интерпретации данных ГИС.

Определение пористости пласта Ю1 осуществлялось по данным акустического и плотностного каротажа.

Куб пористости для продуктивного пласта Ю1 Урненского месторождения рассчитывался методом интерполяционного моделирования Kriging. При этом, с целью восстановления фильтрационно-емкостных параметров в пределах пропластков коллектора, в настройках интерполяционных процедур использовались такие же параметры Ragne, как и при интерполяции литологии. Значение пористости распределялось с учетом лито-фациальной модели, т.е. только в тех ячейках, которые являются коллекторами.

Ячейкам с параметром «неколлектор» были присвоены нулевые значения пористости.

Для контроля за моделированием пористости использовались входные распределения, позволяющие учитывать среднее арифметическое значение, стандартное отклонение, а так же граничные значения моделируемого параметра.

Построение куба проницаемости осуществлялось путем пересчета по петрофизической зависимости, в которой в качестве аргумента использовалась построенная ранее модель пористости.

Проведена оценка сходимости скважинных данных с ячейками куба, через которые прошли стволы скважин, т.е. сопоставление коэффициентов пористости пласта по данным РИГИС с ячейками геологической модели, через которую прошли скважины

Для контроля качества и достоверности построенной геологической модели был выполнен подсчет начальных геологических запасов нефти по продуктивному пласту Ю1 Урненского месторождения.

Подсчет запасов осуществлялся объемным методом, по трехмерной геологической модели только в ячейках, являющихся коллекторами. Запасы считались путем перемножения гридов общего объема ячеек коллекторов, расположенных гипсометрически выше водонефтяного контакта, гридов пористости, нефтенасыщенности.

Проводился подсчет запасов нефти, а так же их сравнение с запасами, числящимися на балансе РГФ.

Построенная трехмерная геологическая модель соответствует сложившемуся представлению о геологическом строении месторождения и может служить основой для гидродинамического моделирования.

1.2 Построение трехмерной гидродинамической модели месторождения

1.2.1 Основные принципы создания фильтрационной модели

Построение фильтрационной модели (ФМ) залежи нефти при определенном наборе имеющейся информации можно условно разделить на следующие этапы:

- обоснование геометрических параметров ФМ;

- описание начальных параметров пласта в ФМ;

- описание относительных фазовых проницаемостей;

- описание свойств пластовых флюидов;

- описание краевых условий на границах области фильтрации;

- описание параметров скважин.

- адаптация модели.

Результаты прогнозирования основных технологических показателей с помощью гидродинамической модели, в рамках принятых упрощений и допущений, можно считать достаточными для решения поставленных задач, при этом сохраняя и выделяя основные принципы действия модели для дальнейшего их уточнения и развития.

Такой подход определяет возможность применения системы экспертных оценок и введение аналогий с другими проектными работами для выбора и обоснования параметров модели.

1.2.2 Обоснование типа модели

Математическая модель трехфазной трехмерной фильтрации, алгоритм которой реализован в гидродинамическом симуляторе Eclipse, позволяет решать при условии высокой детализации фильтрационно-емкостных и физико-химических свойств подземной пластовой системы, как задачи неравновесной многокомпонентной (композиционной) фильтрации, так и более простые задачи двухфазной или трехфазной фильтрации нефти и воды без учета их реального компонентного состава (black oil).

С учетом всех перечисленных факторов в качестве базового при создании ФМ объекта Ю1 Урненского месторождения принят вариант двухфазной трехмерной изотермической фильтрации, который по своим характеристикам соответствует модели «мертвой» нефти, то есть в модели пласта присутствуют растворенный газ, нефть и вода.

Трехмерный вариант математической модели двухфазной фильтрации газа, нефти и воды принимается без дополнительного обоснования, так как согласно РД 153-39.0-047-00 при наличии газонефтяных и водонефтяных зон использование моделей меньших размерностей недопустимо.

При создании фильтрационной модели был использован полностью неявный метод решения (FullyImlicit). При использовании этого метода обеспечивается заданная точность решения нелинейных уравнений, и погрешность материального баланса сохраняется пренебрежимо малой.

1.2.3 Обоснование геометрических параметров гидродинамической сетки

Гидродинамическая или разностная сетка является важнейшим структурно-функциональным компонентом ФМ. При помощи сетки в модели воспроизводятся все характеристики (из заданного списка свойств) объекта-прототипа.

Гидродинамическая сетка объекта Ю1 была построена на основе соответствующей геологической сетки.

Учитывая высокую точность и детальность ГМ, возникает необходимость понижения размерности геологических сеток в силу ограниченных возможностей программно-аппаратного обеспечения ФМ при расчетах моделей в миллион и более ячеек.

Данная процедура называется ремасштабированием и предполагает перенос параметров с детальной (геологической) сетки на грубую (гидродинамическую) сетку. Основная задача процедуры ремасштабирования - снижение размерности сеток, без потерь оценок основных геолого-физических свойств моделируемых объектов.

Анализ приведенных статистических данных, показывает, что переход от детальной геологической сетки к укрупненной фильтрационной по пласту Ю1позволил в достаточной мере перенести все элементы геологической неоднородности из геологической модели в фильтрационную. Кроме того, изменение размерности геологической сетки по вертикали за счет неравномерного увеличения толщины ее слоев, обеспечивает значительное сокращение масштабов сеток моделируемых объектов.

Таким образом, полученные гидродинамические сетки могут быть использованы для осреднения фильтрационно-емкостных свойств.

1.2.4Описание фильтрационно-емкостных свойств гидродинамической модели

Сетка, полученная для гидродинамического моделирования пласта Ю1, отличается от сетки, используемой в геологической модели, только в вертикальном направлении.

Перенос значений фильтрационно-емкостных параметров пласта на гидродинамическую сетку также осуществляется с помощью технологии ремасштабирования.

Такие параметры, как песчанистость, пористость и проницаемость переносились из геологической модели с помощью методов осреднения, соответствующих положениям регламента:

· параметр «песчанистость» - методом арифметического осреднения параметра «литология» с заданием весового параметра, равного объему ячейки;

· параметр «пористость» - методом арифметического осреднения с заданием весового параметра, равного эффективной толщине коллектора;

· параметр «проницаемость» - методом осреднения диагональный тензор по объему коллектора, позволяющий получить в итоге искомые поля в направлениях X, Y и Z.

Для оценки качества выполненной процедуры ремасштабирования проведен геостатистический анализ фильтрационных моделей, характеризующий степень сходимости фильтрационных параметров в геологической и фильтрационной моделях.

Анализ включает сопоставление таких статистических характеристик, как среднее значение параметров и гистограммы распределения параметров.

Результаты выполненного анализа подтверждают высокую степень соответствия полей пористости и проницаемости в исходных геологических моделях и производной фильтрационной модели Южно-Усановской залежи.

1.2.5 Описание начальных кубов параметров гидродинамической модели

Применение сеточных моделей подразумевает заполнение каждой активной ячейки моделируемого резервуара набором основных параметров: пористость (PORO); песчанистость (доля коллектора - NTG); проницаемость (PERMX, PERMY, PERMZ); начальная нефтенасыщенность (SOIL) и др.

На начальном этапе для всего моделируемого резервуара формировался признак активности каждой расчетной ячейки. Фактически данный параметр определяет фильтруемый объем по признаку коллектор-неколлектор (ACTNUM). Ячейки модели, являющиеся неактивными, другими параметрами не заполняются.

Кубы статических параметров были перенесены в фильтрационную модель непосредственно при проведении процедуры ремасштабирования геологической модели. Для контроля качества проводилось сопоставление запасов нефти в геологической и фильтрационной моделях и сопоставление запасов нефти в геологической и фильтрационной моделях.

Анализ результатов сопоставления значений запасов углеводородов в геологической и фильтрационной моделях показывает, что расхождение по данным величинам соответствует требованиям существующего РД (5%)

1.2.7 Описание модифицированных относительных фазовых

проницаемостей и остаточной нефтенасыщенности

Отличительной особенностью строения Южно-Усановской залежи Урненского месторождения является наличие в подошвенной части пласта высокопроницаемых разностей, приводящих к опережающему продвижению фронта законтурной воды в центральную часть залежи.

В связи с недостаточной изученностью свойств порового пространства пласта Ю1 на Урненском месторождении, зависимости величин остаточной нефтенасыщенности и водонасыщенности от абсолютной проницаемости, имеют низкий коэффициент корреляции.

Функции относительных фазовых проницаемостей

Функции относительных фазовых проницаемостей (ФОФП) пород-коллекторов нефти – важнейший компонент ФМ. Как известно, относительная проницаемость породы характеризует отношение фазовой проницаемости к абсолютной для данной фазы.

Пакет Eclipse позволяет моделировать многофазные системы любой сложности.

В процессе адаптации созданных моделей объектов по данным истории разработки залежей фазовые проницаемости модифицируются таким образом, чтобы динамика основных фактических и расчетных показателей разработки как залежей в целом, так и по каждой скважине максимально совпадали.

На основе перечисленных экспериментальных данных были получены обобщенные диаграммы ОФП в системе "нефть-вода" для каждого из регионов

1.2.9 Описание граничных условий в скважинах

Построение фильтрационной модели требует определения, как свойств резервуаров, так и эксплуатационных характеристик скважин.

Общие постоянные характеристики скважин на период адаптации (или прогноза) включают в себя:

· координаты скважины на сетке;

· номер скважины и принадлежность к группе;

· проектное назначение скважины;

· информацию о вводе скважины в эксплуатацию.

К изменяющимся характеристикам относятся:

· типы оборудования на скважинах, способы эксплуатации скважин (посредством задания дебита (приемистости), величины давления на забое);

· время работы скважины на режимах;

· интервалы перфорации и изоляции;

· значение коэффициента эксплуатации;

· коэффициенты гидродинамического совершенства (радиус скважины, величина скин-фактора).

1.2.10 Адаптация фильтрационной модели

Уточнение параметров ФМ на основе результатов адаптации является задачей оценки параметров и состояний модели и объекта с целью установления их соответствия для последующего управления этим объектом.

Практическая реализация технологии адаптации ФМ заключается в итеративной корректировке настраиваемых параметров ФМ при однозначно заданных факторах прогноза. В качестве факторов прогноза выступают: достигнутая в процессе эксплуатации величина дебитов нефти, воды и газа модельных скважин, интегрально характеризующая продуктивность моделируемых пластов, положение интервалов перфорации в скважинах, фактический коэффициент эксплуатации скважины. Параметры факторов прогноза полностью соответствуют промысловой информации и жестко выдерживаются на модельных аналогах фактически существующих скважин в течение всего периода адаптации.

В качестве настраиваемых параметров ФМ выступают:

· обводненность модельных скважин (функции модифицированных фазовых проницаемостей);

· величина забойного давления в испытуемых скважинах, связанного с состоянием призабойной зоны и обусловленного качеством освоения скважин после бурения (значение скин-фактора);

Гидродинамические расчеты по адаптации геолого-математической модели проводились при заданных по скважинам объемам отборов жидкости, с учетом фактических дней эксплуатации скважин и коэффициента продуктивности.

Сравнение фактических и расчетных показателей разработки проводилось на конец каждого календарного месяца.

В процессе адаптации на фактические показатели работы эксплуатационных скважин участвовали модели первого и третьего кустов Южно-Усановской залежи. Адаптация по остальным кустам месторождения производилась на результаты испытаний разведочнх скважин.

На основе результатов гидродинамических исследований, производилась модификация куба проницаемости путем его умножения на настроечные коэффициенты по каждой из скважин, которое позволило обеспечить сходимость дебитов жидкости.

Одним из важнейших критериев качества адаптации гидродинамической модели является сходимость расчетных пластовых и забойных давлений со значениями, полученными в ходе замеров.

Таким образом, построенные фильтрационные модели адекватно отражают процессы, происходящие в залежах, и могут быть использованы для прогнозирования процесса разработки Урненского месторождения. В результате гидродинамических расчетов на данных моделях могут быть определены прогнозные технологические и технико-экономические показатели, необходимые для оценки эффективности предлагаемых технологических решений.

Дата добавления: 2023-01-08; просмотров: 50; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!