close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Разработка метода локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки

код для вставкиСкачать
1
На правах рукописи
БАТАЛОВ ДМИТРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ
РАЗРАБОТКА МЕТОДА ЛОКАЛИЗАЦИИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ
НЕФТИ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2015
2
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном
образовательном
учреждении
высшего
образования
«Тюменский
государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) на кафедре
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Научный руководитель
- доктор технических наук, доцент
Стрекалов Александр Владимирович
Официальные
технических
оппоненты: - Мулявин
наук,
Акционерное
Семен
общество
Федорович,
«Сибирский
доктор
научно-
исследовательский институт нефтяной промышленности», заведующий отделом
проектирования и анализа разработки месторождений;
- Пуртова
Инна
Петровна,
кандидат
технических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие
«Западно-Сибирский
геофизики»,
научно-исследовательский
заместитель
генерального
директора
институт
по
геологии
подсчету
и
запасов,
мониторингу и разработке месторождений углеводородов.
Ведущая организация
- Общество с ограниченной ответственностью
«ТюменНИИгипрогаз»
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»).
Защита состоится 22 октября 2015 года в 9.00 часов на заседании
диссертационного совета Д 212.273.01 на базе ТюмГНГУ по адресу: 625027,
г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском
комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул.
Мельникайте, 72 а, каб. 32; www.tsogu.ru.
Автореферат разослан 22 сентября 2015 года.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
кандидат технических наук,
доцент
Аксенова Наталья Александровна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы
Степень выработанности неоднородных по проницаемости пластов
нефтяных месторождений в значительной степени будет определяться
размерами застойных (не охваченных процессами фильтрации) зон, их
взаимным расположением. Численные методы, реализованные в известных
программных продуктах, применимые для построения карт остаточных запасов
требуют
расчета
адаптированной
на
историю
разработки
геолого-
гидродинамической модели. При этом не учитывается реальное направление
движения фильтрационных потоков из-за пространственной неоднородности
пласта. Известно, что решение обратной задачи подземной гидродинамики,
позволяет находить величины, характеризующие процессы фильтрации:
проницаемость, упругоемкость, пьезопроводность и др. на основе известных
фактических динамик дебитов и давлений. Поиск множества неизвестных
параметров при минимизации суммарных расхождений между теоретическими
(расчетными) и фактическими изменениями параметров фильтрации (дебиты
или давления) основывается на решении задач нелинейного программирования.
Применение этого подхода при разработке метода локализации остаточных
запасов
нефти
гидродинамики
на
основе
позволит
исследования
обеспечить
обратных
выработку
задач
подземной
запасов
нефтяных
месторождений в соответствие с проектным документом.
Степень разработанности темы исследования
Проблемам определения расположения слабодренируемых и застойных
зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов и обоснование применения
технологи вовлечение этих зон в процесс разработки посвящены работы многих
отечественных и зарубежных специалистов: Крылова А.П., Абасова М.Т.,
Батурина Ю.Е., Боксермана А.А., Басниева К.С., Баишева Б.Т., Борисова Ю.П.,
Вахитова Г.Г., Горбунова А.Г., Гавуры В.Е., Гаттенбергера Ю.П., Давыдова
А.В., Желтова Ю.В., Жданова С.А., Закирова С.Н., Леви Б.И., Максутова Р.А.,
Максимова М.М., Мирзаджанзаде А.X., Муслимова Р.X., Малютиной Г.С.,
4
Маслянцева Ю.В., Михайлова Н.Н., Николаевского В.Н., Розенберга М.Д.,
Сургучева М.Л., Сазонова Б.Ф., Степановой Г.С., Стрижова И.Н., Симкина
Э.М., Фурсова А.Я., Чижовой В.А., Цынковой О.Э., Черницкого А.В.,
Шахвердиева А.X., Шавалиева А.М., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н.,
Щелкачева В.П., Юрьева А. Н. и других.
В работах Амелина И.Д., Абызаева И.И., Бадьянов В.А., Камбарова Г.С.
Меведского Р.И., Лысенко В.Д., Ревенко В.М., Севастьянова А.А. и других
предложены различные зависимости, связывающие промысловое показатели
разработки с выработкой запасов и определением зон их локализации.
Однако, имеющийся значительный объем работ в рассматриваемой
области исследований не позволяют учесть особенности геологического
строения объектов разработки и фактические режимы работы добывающих и
нагнетательных скважин при поиске невыработанных участков залежей. В этой
связи разработка методов локализации остаточных запасов, учитывающего
максимальное количество факторов, остается актуальной задачей.
Цель работы - обеспечение проектной выработки запасов нефтяных
месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, путем
разработки метода локализации слабодренируемых и застойных зон нефтяных
залежей на основе решения прикладных задач подземной гидромеханики.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий
нефть, разработка которого ведется с заводнением; предметом – процесс
образования и вытеснения остаточных запасов нефти.
Основные задачи исследования
1. Анализ известных прямых и косвенных методов исследования
продуктивных пластов на предмет нахождения расположения остаточных
запасов нефти.
2. Теоретическая оценка возможности поиска полей нефтенасыщенности
в неоднородном продуктивном пласте посредством решения обратной задачи
5
подземной гидромеханики, базирующейся на режимах работы скважин и
геометрии вскрытия ими продуктивных пластов.
3. Апробация разработанного метода на гидродинамическом симуляторе
и промысловых данных пласта БС10 Савуйского месторождения.
Научная новизна выполненной работы
1. Впервые разработан и теоретически обоснован математический метод
поиска
полей
нефтенасыщенности
на
основе
топологической
схемы
интерференции скважин посредством анализа их режимов в системе воданефть.
2.
Доказано, что разработанный метод позволяет достичь приемлемую
точность (выше 75 %) при условии накопления промыслового опыта процесса
разработки более 46 % от предельного времени или 82 % от конечного
коэффициента извлечения нефти.
Теоретическая значимость работы
1. Изложены элементы теории подземной гидромеханики в области
решения её обратных задач для определения зон локализации остаточных
запасов.
2. Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс формирования
участков продуктивного пласта, не вовлеченных в процесс разработки и
причинно-следственные связи между динамикой технологических показателей
работы добывающих и нагнетательных скважин и формированием областей
дренирования продуктивных пластов.
3. Проведена модернизация существующих математических моделей
поиска экстремума n-мерной функции для решения обратной задачи
гидромеханики.
Практическая значимость работы
1. Метод построения полей остаточной нефтенасыщенности на основе
решения обратной задачи гидромеханики и метод аппроксимации для
вычисления поверхностей, отражающих распределение нефтенасыщенности на
6
конец
исследуемого
периода
разработки
пласта
применяются
при
проектировании ГТМ в ОАО «Сургутнефтегаз».
2. С применением указанных методов обосновано строительство и
эксплуатация боковых стволов на 4 скважинах, использование на 30 скважинах
химических
методы
увеличения
нефтеотдачи,
различных
комбинаций
гидродинамических методов по изменению фильтрационных потоков с
поочередной остановкой нагнетательных и добывающих скважин для пласта
БС10 Савуйского месторождения. Это обеспечило по состоянию на 01.01.2015 г.
дополнительную добычу нефти 5 тыс.т.
Методология и методы исследования
Для
достижения
цели
диссертационного
исследования
в
работе
использована совокупность методов научного познания – вычислительные
эксперименты,
промысловые
эксперименты;
использованы
современные
средства гидродинамического моделирования.
Положения, выносимые на защиту
1. Метод, основанный на поиске минимума целевой n-мерной функции
относительных
фазовых
проницаемостей
в
зонах
между
скважинами,
построенных в виде топологической схемы, включающей источники и
приемники гидравлического импульса раздельно по каждой фазе.
2. Метод аппроксимации поверхностей нефтенасыщенности, основанный
на отборе точек границами допуска и функции Бакли-Леверетта в качестве
базовой для интерполяции.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17
– «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а
именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного
комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга
процессов
разработки
месторождений
углеводородов,
эксплуатации
подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и
водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».
7
Степень достоверности результатов работы
Теоретическая база построена на проверяемых промысловых данных,
фактах и согласуется с опубликованными экспериментальными данными по
теме диссертации. Основная идея базируется на решении прямых и обратных
задач гидромеханики для достоверной локализации остаточных запасов нефти
на поздних стадиях разработки и основана на интерпретации физического
процесса передачи импульса давления между скважинами раздельно по каждой
из фаз (нефти и воде) в связи с различными пьезопроводностями. При
подготовке данных использовались сравнения авторских результатов и данных
промысловой практики, а также полученных ранее по рассматриваемой
тематике. Установлено совпадение результатов исследования с результатами,
представленными в независимых источниках по распространению импульсов
давлений и интерференции скважин. В работе применены современные методы
обработки исходной информации, представлены результаты вычислительных
экспериментов по определению межскважинной корреляции раздельно по
каждой из фаз (нефти и воде) и локализации остаточных запасов нефти в
межскважинном пространстве.
Апробация результатов исследований
Результаты диссертационной работы и ее основные положения
докладывались и обсуждались на: докладывались на XXVI-й научнотехнической
конференции
молодых
ученых
и
специалистов
ОАО «Сургутнефтегаз» в 2006 г; XXVII-й научно-технической конференции
молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007 г.; VII-й
конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды
деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХантыМансийского автономного округа-Югры в 2007 г.; XXVIII-й научнотехнической
конференции
молодых
ученых
и
специалистов
ОАО «Сургутнефтегаз» в 2008г; ХХХIII-й научно-техническая конференции
молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», 2013 г.; ХХХIV
научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ОАО
8
«Сургутнефтегаз» в 2014 г.; ХIV конференция молодых специалистов,
работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с
использованием
участков
недр
на
территории
Ханты-Мансийского
автономного округа – Югры в 2014 г.
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных
работах, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 165 страницах машинописного
текста, содержит 7 таблиц, 87 рисунков. Состоит из введения, трех разделов,
основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из
86 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и
задачи
исследований,
научная
новизна
и
практическая
значимость
диссертационной работы.
В первом разделе представлены результаты анализа известных методов
локализации остаточных запасов нефти на месторождениях, находящихся на
заключительных стадиях разработки.
Совершенствованию
методов
определения
слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и
расположения
обоснования
технологий извлечения остаточных запасов посвящены работы Абасова М.Т.,
Батурина Ю.Е., Борисова Ю.П., Гаттенбергера Ю.П., Горбунова А.Г., Давыдова
А.В., Жданова С.А., Закирова С.Н., Крылова А.П., Лысенко В.Д., Михайлова
Н.Н., Мирзаджанзаде А.X., Муслимова Р.X., Ревенко В.М. Розенберга М.Д.,
Сазонова Б.Ф., Сургучева М.Л., Щелкачева В.Н., Юрьева А. Н. и других.
На основе критического анализа обосновано применение принципов
гидродинамических исследований и решений обратных задач подземной
гидромеханики, использованных И.П. Пуртовой в 2007 г. для выявления
каналов со сверхвысокой проводимостью в залежи на основе фактической
9
динамики технологических показателей работы добывающих и нагнетательных
скважин. Математический аппарат, использованный И.П. Пуртовой, позволяет
выявить значения проницаемости в области между скважинами по каждой фазе
раздельно с учетом дебитов нефти и воды,
Во
втором
разделе
исследованы
теоретические
предпосылки
вычислительной идентификации полей нефтенасыщенности.
Поиск распределения насыщенности по данным о режимах скважин в
стационарной постановке состоит в объединении методов гидродинамического
исследования скважин (ГДИ) на стационарных режимах отбора или нагнетания
и результатов исследований керна в лабораторных условиях в виде кривых
фазовых проницаемостей. Исходными данными будут:
1. координаты точек продуктивных забоев для скважин (возможно
включая нагнетательные) – ( xi , yi ) ;
2. результаты исследований кривой ОФП по нефти – k н = ϕ н (σ в ) , для
группы кернового материала, отобранного из продуктивного пласта;
н
в
3. мгновенный стационарный дебит нефти и воды – qi , qi , где i – индекс
скважины;
4. мгновенная депрессия, создаваемая в добывающих скважинах – ∆pi .
В случае соблюдении линейности закона фильтрации индикаторная
диаграмма может быть проведена по единственной точке (рис. 1), в связи с тем,
что прямая проходит через начало координат.
Из классических представлений подземной гидромеханики известно, что
приток воды и нефти, а также их смеси хорошо коррелирует с текущими
насыщенностями
флюидов
согласно
кривым
относительных
фазовых
проницаемостей (ОФП). Отсюда можно предположить, что информативнее
строить индикаторные линий (ИЛ) для жидкости, нефти или воды.
Для скважины i, коэффициенты продуктивности по нефти и жидкости
будут описываться согласно классическим отношениям:
K iж =
1
tg (α )
=
qiж
qн
1
, K iн =
= i .
∆p
tg (β ) ∆p
(1)
10
В связи с тем, что движение нефти и воды происходит раздельно в пласте
согласно их насыщенностям и кривым относительных фазовых проницаемостей
(ОФП) построение индикаторных диаграмм (ИД) для жидкости и нефти
возможно раздельно (см. рис. 1). Коэффициент продуктивности определяется
формулой Дюпюи
K=
где
2πkh
,
 R

µ ln  + S 
 r

(2)
µ – величина динамической вязкости среды, Па.с; h – фильтруемая
(проницаемая) толщина пласта, м; r
–
приведенный
или
просто
радиус
скважины; k – величина абсолютной проницаемости, м2; R – радиус контура
дренирования/питания,
м;
S
коэффициент
–
символизирующий
«несовершенство» скважин или скин-эффект.
0,0
qн
qж
Q, м3/с
α
∆p
ИК по жидкости
β
∆P , Па
ИК по нефти
Рисунок 1 – Пример построения и обработки индикаторной линии по
одному замеренному режиму
Соответственно, коэффициент продуктивности для нефти
K iн =
2πkiн hi
 R 

µ н ln i  + Si 
  ri 

(3)
11
и для жидкости
K iж =
2πkiж hi
 R 

µ ln i  + Si 
  ri 

.
(4)
ж
i
Величина вязкости среды в (4)
µiж ≈ µ н
Приравняв
(4)
и
(5)
qн
qв
в
µ
+
qн + qв
qн + qв
к
рассчитанным
(5)
по
фактическим
данным
продуктивностям получим
1
tg (β )
=
2πkiн hi
qiн
=
∆p
 R 

µ н ln i  + Si 
  ri 

ж
ж
2πki hi
q
1
.
= i =
tg (α ) ∆p
  Ri 

ж
µi ln  + Si 
  ri 

,
(6)
(7)
Таким образом, фазовые проницаемости по нефти и среднюю по жидкости
можно выразить из (6) и (7), чтобы получить для любой скважины i
kiн =
kiж =
  Ri
  ri


 + S i  qiн


,
∆p 2πhi
µ н ln
  Ri
  ri


 + Si  qiж


.
∆p 2πhi
(8)
µiж ln
(9)
Отсюда величина ОФП определяется отношением (например, для нефти)
kiн
k ≈ ж ,
ki
н
i
(10)
Так как функции ОФП известны, то возможно отыскать значение
водонысыщенности ( σ в ), соотнесенное рассчитанному из (10) значению ОФП
по нефти (рис. 2).
Поиск искомой водонасыщенности на основе известной функции ОФП
нефти требует решения уравнения
kiн = ϕ н (σ в )
Отсюда, значение нефтенасыщенности σн≈1-σв
(11)
при незначительном
газовом факторе. Разработанный метод позволяет вычислить зону текущей
12
нефте- или водонасыщенности посредством известных методов интерполяции
или аппроксимации. Дополнительно выполнено исследование при более четкой
постановке, когда не берется в рассмотрение динамическая вязкость жидкости.
kн
kв
1.0
1.0
ϕн (σ в )
kiн
σ iн
σ iв
0,0
1.0 σ в
Рисунок 2 – Графическое решение для поиска текущих нефте- и
водонасыщенности на основе кривой ОФП
Аналогично (3) и (4) получено, что
K iн =
Q
2πkiн hi
= н,
 R 
 ∆p
µ н ln i  + Si 
  ri 

Q
2πkiв hi
K =
= в .
 R 
 ∆p
µ в ln i  + Si 
  ri 

в
i
Отсюда депрессия
∆p = Qн
  Ri 

 R 

 + Si 
µ в ln i  + Si 
  ri 
 = Q
  ri 
 ,
в
н
в
2πki hi
2πki hi
(12)
(13)
µ н ln
(14)
и соотношение фазовых проницаемостей нефти и воды
Qнµ н Qвµ в
k н Qнµ н
= в ⇒ в =
=δ .
Qвµ в
kн
k
k
(15)
Вместе с тем через кривые ОФП фазовые проницаемости для i-й скважины
kiн = kiн ki = ki ⋅ ϕ н (σ в ), kiв = kiв ki = ki ⋅ ϕв (σ в )
также позволяют отразить соотношение (15) через функции ОФП
(16)
13
γ (σ в ) =
k ⋅ ϕ н (σ в )
=δ .
k ⋅ ϕв (σ в )
(17)
Построив вспомогательную функцию γ (σ в ) и решив уравнение
(18)
γ (σ в ) = δ ,
относительно σв задача также решается без использования вязкости жидкости.
В связи с тем, что этот метод не позволяет определить текущую
насыщенность в зонах между скважинами разработан метод дополнения
исходного поля насыщенностей межскважинного пространства.
Изменение давления в любой точке пласта можно рассчитать по
известному автомодельному решению в условиях упруго-водонапорного
режима
N
∆pm (∆t ) = ∑
i =1
где
∆pm (∆t )
∆qi  ri 2 
,
Ei
4πε  4 χ∆t 
(19)
– изменение пластового давления в точке через время ∆t ; ε –
величина гидропроводности, м2/c; ri – дистанция от i-ой точки импульса до
точки наблюдения – m; ∆qi – изменение притока жидкости за время ∆t ; χ –
пьезопроводность, отражающая скорость передачи давления в пористой среде
через жидкость; N – количество скважин.
Величина пьезопроводности определяется
χн =
где
kн
,
µ н [mβ н + (1 − m) β п ]
(20)
β н – коэффициент сжимаемости нефти; β п – коэффициент сжимаемости
скелета; m – коэффициент открытой пористости.
Для учета изменений в создаваемых сквжинами импульсах введем
дискретную функцию притока жидкости от времени для любой скважины i –
qi (t ) , причем qi (t ) <0, когда происходит отбор флюида, а qi (t ) >0, когда идет
нагнетание флюида в исследуемый продуктивный пласт. Сам импульс за
условный квант времени – ∆t (минимально прослеживаемое время, например 1
сутки = 86400 c) будет
Ι i (t ) = qi (t ) − qi (t − ∆t ) , если t =0, то I i (t ) = qi (t ) .
(21)
14
Время квантуется величиной ∆t от нуля (начало исследуемого периода) и
до конца исследуемого интервала.
Любой гидравлический импульс прослеживается в точке наблюдения, в
которой будет скважина – j с функцией забойного давления – p j (t ) . Импульс
будет являться изменением давления к определенному и дискретному времени t
U j (t ) = p j (t ) − p j (t0 ) ,
где
(22)
t0 – время начала исследуемого интервала, с.
В результате для любой скважины – j, в которой прослеживается импульс
от скважины-источника – i изменение, действующее на забойное давление
скважины – j и относящееся по физическому смыслу только к скважинеисточнику – i будет
Li −1
U j (t ) = ∑
k =0
I i (t k )
4πε ( i → j )


r(2i ↔ j )
,
Ei
 4χ

−
)
(
t
t
→
)
(
i
j
k


(23)
где Li – количество импульсов скважины – i;k – индекс режима k ∈ [0, L − 1] ; ε (i→ j )
– гидропроводность на линии от скважины – i к скважине – j; r(i ↔ j ) –
расстояние между скважинами – i и j.
Так как в зоне интерферирующего гидродинамического взаимодействия
скважины – j находится более одной скважины, включая и ее саму, то согласно
суперпозиции следует суммировать импульсы от всех скважин принадлежащих
множеству – R j , соответствующему скважине – j , в которой наблюдается
изменение давления согласно условию: скважина – i принадлежит множеству
R j – i ∈ R j , если r(i ↔ j ) ≤ rmax , где rmax – максимальный радиус влияния, за
пределами которого интерференция не учитывается. Скважина j безусловно
входит в множество R j первой.
Общее количество множеств Rj равно количеству всех скважин.
В результате реализации суперпозиции получим с учетом влияния всех
скважин в радиусе rmax от скважины – j, включая ее собственное влияние
15
Li −1
U j (t ) = ∑ ∑
i∈R j ki = 0
I i (t k )
4πε ( i → j )


r(2i ↔ j )

Ei
 4χ

(
t
−
t
)
(
i
→
j
)
k


(24)
Предполагая, что выражение (24) будет относится к каждой фазе
(флюиду) отдельно, введем обозначение для воды – (в) и нефти – (н), тогда
"парциальные" изменения давления будут:

r(2i ↔ j )
I i( н ) (t k ) 
,
Ei
(н)
(н)


−
t
t
)
(
4
4
πε
χ
i∈R j ki = 0
k 
(i→ j )
 ( i→ j )
Li −1

r(2i ↔ j )
I i( в ) (t k ) 
(в)
.
U j (t ) = ∑ ∑
Ei
(в)
(в )


−
πε
χ
4
4
(
)
t
t
i∈R j ki = 0
(i→ j )
k 
 ( i→ j )
Li −1
U (j н ) (t ) = ∑ ∑
(25)
(26)
Согласно тому же принципу суперпозиции в условиях плоскопараллельной фильтрации при непоршневом вытеснении, которое свойственно
поздним стадиям разработки, сложили (24) и (25). С учетом развертывания
гидропроводности и пьезопроводности получим общее изменение
2
н
I i( н ) (t k ) µ ( н )  µ [mβ н + (1 − m) β п ]r(i ↔ j ) 
u j (t ) = U (t ) + U (t ) = ∑ ∑
Ei
+
(н)


4k((iн→) j ) (t − t k )
i∈R j k i = 0 4πk ( i → j ) h


(27)
(в )
2
Li −1 ( в )
I i (t k ) µ ( в )  µ [mβ в + (1 − m) β п ]r(i ↔ j ) 
Ei
,
+ ∑∑
(в )
(в )


k
t
t
4
(
)
−
i∈R j ki = 0 4πk ( i → j ) h
(
)
i
j
k
→


(в )
j
где h =
Li −1
(н)
j
h j + hi
– средняя эффективная толщина пласта в зоне между скважинами,
2
м (берется по геологической модели); k((iв→) j ) – фазовая проницаемость по воде в
зоне между j-ой и i-ой скважинами, м2.
Расстояние до самой скважины – j принимается равным радиусу
скважины – rc.
(в )
(н)
Поиск неизвестных фазовых проницаемостей – k(i → j ) и k (i → j ) в количестве
определенным множеством Rj опишем классической задачой оптимизации –
минимизации функции для каждой j-й скважины, в виде суммы относительных
отклонений между расчетным и фактическим изменением давлений в скважине
θ j (k
(в )
( R 0j → j )
,k
(в )
( R1j → j )
,k
(в )
( R 2j → j )
,..., k
(н)
( R 0j → j )
,k
(н)
( R1j → j )
,k
(н)
( R 2j → j )
L j −1
,...) = ∑
k =0
u j (t k ) − u Фj (t k )
u Фj (t k )
θ j (k((Rв ) → j ) , k((Rв ) → j ) , k((Rв ) → j ) ,..., k((Rн ) → j ) , k((Rн ) → j ) , k((Rн ) → j ) ,...) → min ,
0
j
1
j
2
j
0
j
1
j
2
j
,
(28)
16
где Lj – количество режимов j-ой скважины;
– функция
u Фj (t )
фактического изменения давления на забое скважины – j.
Принятые в работе постулаты:
1) за некоторый достаточно малый интервал времени – T распределение
насыщенности не претерпевает значительных изменений;
2) интервал времени Т достаточен для прохождения волны изменения
давления между скважинами;
3) фильтрация на участках между скважинами в отдаленности более 20%
расстояния
между
скважинами
является
плоскопараллельной
и
гидродинамически объединяет две фазы (вода+нефть) в упругоемкости
системы в соответствии с текущими насыщенностями.
Это позволило после решения задачи (28) через полученные фазовые
проницаемости
определить
текущее
значение
насыщенности
по
всем
выделенным на схеме согласно множеству Rj линиям – (i → j ) через функцию –
γ (σ в ) .
Перечисленные методы (этапы) являются независимыми друг от друга,
так как относятся к разным линиям интерференции, а следовательно не
пересекаются, а дополняют карту опорных точек для интерполяции.
Для более достоверного отражения полей насыщенности в работе
предложен метод аппроксимации, основанный на прототипе «Гептоид».
Известны – n опорных точек в трехмерном пространстве – (xk, yk, σk).
Требуется вычислить координату σ(j,i) точек поверхности нефтенасыщенности
лежащих в области определения [xmin, xmax], [ymin, ymax] согласно шагам сетки
∆x =
∆y =
где
X max − X min , x = ∆x ⋅ j + X , j = 0..G − 1
j
min
X
GX − 1
(32)
Ymax − Ymin
, yi = ∆y ⋅ i + Ymin ,i = 0..GY − 1 ,
GY − 1
точки по оси Y; j – индекс точки по оси X.
(33)
i
–
индекс
17
Каждая из опорных точек (xk, yk, σk) на проецируются на искомую – (xj, yj,
σ(j,i)), определим расстояние между ними в плоскости X–Y
(x
Rk =
− xk ) + ( y j − y k ) .
2
j
2
(34)
Для каждой точки (xj, yj, σ(j,i)) можно составить множество M=[R0, R1,…,
Rk,… Rn–1], в котором помещается расстояние Rk от каждой опорной точки до
искомой в плоскости X-Y. После сортировки по росту расстояния из M
выделяется множество E, взятия первых N элементов. По-сути N – количество
точек влияния. Для предлагаемого метода Стрекалова-Баталова – N=4.
Максимальное расстояние от опорных точек, соответствующих выборке –
E, до искомой будет величина
Emax = max(E ) = EN −1 .
(35)
Нормируя элементы множества E по максимальному расстоянию Emax
получим множество нормированных расстояний
Ek =
Характер
значениями
Ek
.
Emax
(36)
взаимосвязи
в
опорных
между
точках
искомой
функцией
и
заданными
описывается
функцией
распределения
относительного расстояния
wk = (R k ) ,
α
где
α
–
константа,
которую
для
интерполяции
(а
(37)
точнее
аппроксимации) насыщенности предлагается взять, α=0.042.
Коэффициент влияния опорной точки
β k = J (wk ) + ,
где
1
1
(38)
2
2
J – J-функция Бакли-Леверетта, которая используется в качестве
базовой функции интерполяции.
Суммированием всех β k получим коэффициент сглаживания
N −1
ε = ∑ βk ,
i =0
на основании которого нормируем полученные коэффициенты (38)
(39)
18
β k′ =
βk
.
ε
(40)
Искомая координата
σ ( j, i)
вычисляется, как сумма произведений – β k′
на, соответствующие им координаты σk опорных N точек:
N −1
σ i , j = ∑ β k′ ⋅ σ k .
(41)
k =0
Последовательность вычислений выглядит следующим образом.
1. Для каждой искомой точки (i,j) отсеивается множество, состоящее из N
опорных точек с минимальными расстояниями в плоскости X–Y.
2. Находятся коэффициенты, выражающие степень влияния каждой
опорной точки на искомую, в зависимости от расстояния (2.49–2.51).
3. Вычисляется значение насыщенности в искомой точке (38). Перебирая
величины xj,yi получим искомую поверхность η ( x, y ) .
Коэффициент α определяет крутизну изгибов поверхности вблизи
экстремумов (в области опорных точек). Параметр N задает степень близости
вычисленной поверхности к опорным точкам. При N=n, вычисленная
поверхность будет крайней степени аппроксимирующей.
Таким образом, разработан метод восстановления нефтенасыщенностей в
призабойных зонах скважин и по линиям интерференции скважин на основе
решения обратных задач подземной гидромеханики в стационарной и
нестационарной постановке.
В третьем разделе представлены результаты апробации результатов
диссертационной работы на объекте БС10 Савуйского месторождения.
При тестировании метода на цифровой гидродинамической модели
пласта БС10 Савуйского месторождения промысловые данные о режимах
работы скважин синтезированы посредством псевдослучайных колебаний с
некоторыми
осцилляциями
дебита
жидкости.
Это
необходимо
для
полноценного анализа результатов отклика решения обратной задачи на
изменения
давления
Местоположение
и
устьев,
отношений
а
дебитов
следовательно
фаз
и
(нефти
забоев
и
воды).
сгенерировано
19
псевдослучайно. Это сделано для испытания разработанного метода без
привязки к геометрии вскрытия и определенным элементам системы
разработки.
Из построенной карты текущей нефтенасыщенности через 1900 сут (рис.
4) следует, что вытеснение нефти водой происходит по разному: в районе 0019,
0012, 005, 0022, 0018, 0015 вытеснение равномерно с небольшим островком
нефти, а по линии 009, 006, 004, 0011, 002, 000 крайне неравномерно с
образование
множества
"целиков
нефти".
Установлена
неподвижность
остаточных запасов нефти. Наличие приливов на прямоугольной границе ГДМ
вызвано оттеснением запасов нефти законтурной водой, поступающей согласно
принятым граничным условиям.
Рисунок 4 – Поле нефтенасыщенности ГДМ через 1900 сут с начала
разработки
Доказательством работоспособности разработанного метода является
физика
волнового
процесса
вытеснения.
Период
волн
насыщенности
существенно больше волн давления (рис. 5), что позволяет косвенно через
кривую давления исследовать среднюю насыщенность за исследуемый период.
Период относительно слабо изменяющейся насыщенности согласно их
динамике по данным ГДМ составляет 1–3 месяцев. При этом кривая давления
20
за этот период успевает изменить свою производную не менее 5–10 раз. Это
позволяет ее полноценно использовать для решения обратной задачи (раздел 2).
Для анализа выбран интервала времени: выбран 10.08.2002–06.02.2003.
Дата начала моделирования ГДМ 01.01.2000. Данный интервал времени
разделен на три периода по 60 сут.
Рисунок 5 – Динамика некоторых ФЕС в зоне около 009 скв
Первым этапом идентификации текущих насыщенностей является поиск
насыщенностей в стационарной постановке на основе индикаторных линий и
кривых ОФП.
Для
второго
этапа
анализа
требуется
построение
системы
интерференционных связей в результате гидродинамическое взаимодействие
между скважинами-источниками и скважинами-приемниками. Проводится
поиск таких фазовых проницаемостей, при которых теоретическая кривая
изменения давления или отношения дебитов была бы наиболее близка к
фактической (рис. 6).
Очевидно, что совпадение существенно, т.к. в ГДМ, использованы
неоднородные поля проницаемости и толщин и учитываются нелинейные
проявления при фильтрации, изменение пористости от давления и двухфазная
фильтрация.
На рис. 7 показана кривая зависимости погрешности от относительного
времени опыта разработки (Т, д.ед.).
21
t,сут
0
1
11
21
31
41
51
-0.1
-0.2
-0.3
-0.4
-0.5
-0.6
-0.7
-0.8
-0.9
dP, МПа
-1
Кн0,
мД
49.521
Kн1,
мД
-
Факт
Kн2,
мД
335.04
Kн3,
мД
-
Kн4,
мД
-
Теория
Kн5,
мД
-
Кв0,
мД
319.51
Kв1,
мД
772.12
Kв2,
мД
-
Kв3,
мД
52.627
Kв4,
мД
-
Kв5,
мД
41.7
Рисунок 6 – Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения
забойного давления (период I) 60 сут от начала анализа
D,%
(10.08.2002)
100.00
90.00
80.00
D = 91.65e-3.2405 X T
R2 = 0.9359
70.00
60.00
Точки эксперимента
Экспоненциальный (Точки эксперимента)
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
T,д.е.
0.00
0
0.1
0.2
Рисунок 7 – Зависимость
0.3
0.4
0.5
0.6
относительной
0.7
0.8
0.9
1
погрешности
метода
локализации от относительного времени опыта разработки
22
Погрешность
результатов
по
методу
Стрекалова-Баталова
экспоненциально падает по мере накопления опыта (в виде режимов работы
скважин)
разработки.
Зона
минимально
необходимой
достоверности
(погрешность менее 25 %) достигается после 46 % проектного времени
разработки и 82 % выработки извлекаемых запасов.
На
рис.
приведена
8
автоматически
построенная
схема
интерференционных связей. Анализируется взаимодействие скважин, поэтому
число связей составляет 2312. Не работающие скважины и скважины без
изменения режима условно назовем простаивающими, т.е. не имеющими
импульсов. Рассмотрим область пласта БС10 вокруг скважины 621 (рис. 9). В
зоне скважин 619–616–224 существует довольно большой целик нефти, при
том, что эти скважины были остановлены, из-за большой обводненности.
Однако такого целика нет в радиусе 1500 м от 712-й скважины. Такой же по
размерам целик находится между скважинами 415 и 615. Причем на более
раннем периоде данный целик еще не был сформирован (рис.10) также как и
зоне скважин 728–411.
Рисунок 8 – Интерференционная
схема
анализа
БС10
Савуйского
месторождения (копия из ПО «Немезида») на 01.06.2011
23
Рисунок 9 – Фрагмент
карты
нефтенасыщенности
пласта
БС10
Савуйского месторождения на 01.04.2012 пятиточечное
заполнение интерференционных связей (с топологической
схемой исследованной интерференции)
Рисунок 10 – Фрагмент
карты
нефтенасыщенности
пласта
БС10
Савуйского месторождения на 01.09.2011 пятиточечное
заполнение интерференционных связей (с топологической
схемой исследованной интерференции)
24
Анализ результатов проведенных экспериментов показал, что для
получения наиболее пессимистичного (для снижения рисков) прогноза
локализации
остаточных
запасов
нефти
необходимо
ограничиваться
двухточечным заполнением интерференционных связей, для последующей
аппроксимацией методом Баталова-Стрекалова.
Использование
метода
для
построения
карт
остаточной
нефтенасыщенности объекта БС10 Савуйского месторождения позволило
разработать комплексную программу выработки остаточных запасов нефти:
1) обосновано строительство боковых стволов на 4 скважинах;
2) использование на 30 скважинах химических методы увеличения
нефтеотдачи,
3) изменение фильтрационных потоков с поочередной остановкой
нагнетательных и добывающих скважин.
Ее внедрение позволило обеспечить дополнительную добычу нефти в
размере более 5 тыс.т нефти с продолжающимся эффектом.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Научно обосновано применение метода локализации остаточных
запасов нефти на поздних стадиях освоения месторождения, разработка
которого основана на принципах гидродинамических исследований и решения
обратных задач подземной гидромеханики с применением прототипа,
предложенного И.П. Пуртовой в 2007 г.
2. На основе результатов аналитических исследований разработаны
методы восстановления нефтенасыщенностей в призабойных зонах скважин и
по линиям интерференции скважин на основе решения обратных задач
подземной гидромеханики в стационарной и нестационарной постановке.
3. Разработаны, отобраны и апробированы наиболее оптимальные методы
аппроксимации для вычисления поверхностей нефтенасыщенности на конец
исследуемого периода разработки нефтяных месторождений.
4. Сравнение данных вычислительных экспериментов, проведенных на
полноценной гидродинамической модели и результатов применения метода
25
Стрекалова-Баталова
для
локализации
насыщенностей
выявил
его
работоспособность с погрешностью в пределах 8–15 % на период разработки
более 60 % от всего времени освоения месторождения или 82 % от конечного
коэффициента извлечения нефти.
5.Выявлены
ограничения
применения
метода.
Причиной
неработоспособности (вероятность менее 7 %) метода, является отсутствие
выраженных (с амплитудой более 6–10 %) колебаний дебитов жидкости. В
случае несущественного отличия в сжимаемости и вязкости нефти и воды
разделение импульсов по фазам невозможно.
6. По результатам применения карт локализации остаточных запасов,
полученных по методу Стрекалова-Баталова внедрен, комплекс геологотехнических
мероприятий
на
скважинах
объекта
БС10
Савуйского
месторождения, обеспечивающий дополнительную добычу нефти в размере
более 5 тыс.т нефти с продолжающимся эффектом.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих
работах.
В изданиях, рекомендованных ВАК РФ
1.
Баталов Д.А. Технология интенсификации добычи нефти на
водоплавающих залежах месторождений Западной Сибири / Д.А. Баталов, А.Т.
Хусаинов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2013.№ 4. -C. 56-58.
2.
Баталов Д.А. Методика прогнозирования доизвлечения остаточных
запасов на водоплавающих нефтяных залежах находящихся на поздних стадиях
/ Д.А. Баталов, А.Т. Хусаинов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое
дело». - 2013. - № 2. -С. 161-167. URL:http://www.ogbus. ru/authors/
BatalovDA/BatalovDA _1.pdf.
3.
Стрекалов А.В. Проблемы формирования геологических моделей /
А.В. Стрекалов, Д.А. Баталов, А.Т. Хусаинов // Электронный научный журнал
«Нефтегазовое дело». - 2014. - № 1. -C. 65-93. URL:http://www.ogbus.ru/
authors/BatalovDA/BatalovDA_2.pdf.
4.
Стрекалов А.В. Общие проблемы теории фильтрации при
совместном движении двух флюидов / А.В. Стрекалов, Д.А. Баталов //
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2014. - №5. - C. 91-103.
http://ogbus.ru/article/obshhie- problemy-teorii-filtracii-pri-sovmestnom-dvizheniidvux-flyuidov.
26
В других изданиях
5.
Баталов Д.А. Оптимизация системы разработки пласта ЮС2
Русскинского месторождения // Сб. докл. победителей XXVI научн.-техн. конф.
молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», 2006 г. – С. 55 – 58.
6.
Баталов
Д.А.
Увеличение
эффективности
разработки
водоплавающих залежей на примере пласта БС12 Родникового месторождения
// Сб. докл. победителей XXVII научн.-техн. конф. молодых ученых и
специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», 2007 г. – С. 31 – 35.
7.
Баталов
Д.А.
Увеличение
эффективности
разработки
высокопродуктивных пластов на поздней стадии методами деформационногидродинамического воздействия на примере пласта БС10 Савуйского
месторождения // Сб. докл. победителей XXVIII научн.-техн. конф. молодых
ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», 2008г. – С. 32 – 37
8.
Баталов Д.А. Повышение рентабельности разработки нефтяных
месторождений на поздней стадии // Комитет по молодежной политике ХМАО,
сборник докладов победителей окружного молодежного конкурса «Золотое
Будущее Югры 2008 г.» – С. 27 – 32.
Соискатель
Д.А. Баталов
Издательство «Вектор Бук»
Подписано в печать 20.08.2015 г.
Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.
Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 215.
Отпечатано с готового набора в типографии
издательства «Вектор Бук».
625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.
Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
24
Размер файла
1 001 Кб
Теги
запасов, метод, разработка, поздний, локализации, нефти, остаточных, стадия
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа