Мониторинг разработки месторождений нефти и газа на основе промыслово-геофизического контроля

 

В последнее время при непосредственном участии добывающих компаний про­водятся мероприятия по улучшению и соблюдению технологий промысловых, гидро­динамических и промыслово-геофизических исследований скважин. С введением внутренних регламентных документов по контролю разработки [5-8] в целом ряде крупных нефтяных компаний ужесточены технологические требования к проведению исследований, обработке данных, документированию и хранению информации. В практику плановых работ многих компаний вошли дорогостоящие технологии и методы испытания пластов опробователями на кабеле, мониторинга эксплуатацион­ных параметров глубинными стационарными дистанционными ИИС, широко приме­няются также межскважинные исследования и др.

Благодаря созданию для большинства крупных месторождений постоянно дейст­вующих цифровых гидродинамических моделей, начали активно применяться техно­логии обобщающей интерпретации и динамического анализа результатов ПГК. При создании проектных документов по разработке месторождений в обязательном по­рядке предусматриваются конкретные мероприятия по контролю разработки метода­ми ПГИ и ГДИС. Остановимся подробнее на принципах проектирования будущих мероприятий ГИС-контроля.

На основании данных об уже выполненных на месторождении системных ПГИ-ГДИС после анализа полученных результатов в целом оценивается эффективность при­меняемых комплексов ПГК, дается характеристика охвата и периодичности разными видами исследований каждого из объектов эксплуатации (причем отдельно - по кон­трольным сетям скважин), оцениваются средние параметры и массивы данных, необхо­димые для выполнения геомоделирования (см. раздел 15.2), наконец, делается заключе­ние о возможностях по улучшению системы промыслово-геофизического мониторинга с целью повышения информативности исследований и снижения затрат на их проведе­ние.

Обычно на нефтяном месторождении для проведения системных исследований предлагаются преимущественно скважины из нагнетательного фонда, так как:

■ использование этих объектов не связано с прекращением добычи нефти;

■ для нагнетательных скважин нехарактерно положительное значение скин-фактора (наличие положительного скин-фактора ограничивает технологию ГДИС);

■ после длительной эксплуатации и выполнения многочисленных мероприятий по ГИС-контролю, обычно снимаются многие принципиальные вопросы, касающиеся характера выработки пластов, обводнения скважин и т.п.

На этапах активной разработки месторождения целесообразно перейти на вы­полнение целевых, более сложных по технологии комплексов измерений (вместо проведения массовых стандартных комплексов ПГИ и ГДИС с регулярной сеткой по всей площади залежи).

Программа будущих исследований должна быть согласована с текущими по­строениями динамической фильтрационной модели, поэтому допускается возмож­ность коррекции предварительных вариантов. В частности, допускается несколько изменить списки скважин, опорных для исследований комплексами ГДИС и ПГИ.

Предварительная опорная сеть скважин планируется с учетом проектной доку­ментации (учитывающей, например, отсутствие наблюдательных скважин) и реализу­ет принцип равномерного распределения объектов исследований по площади.

Применительно к условиям конкретного месторождения рекомендуется:

■ Повторяемость исследований строго не регламентировать. При выборе объектов текущих исследований ПГИ и ГДИС учитывать рекомендации опорной сети.

■ Исследования ПГИ в эксплуатационных скважинах, а также ГДИС в добывающих скважинах увязывать с работами по капитальному ремонту скважин, заменой насосов и т.п. В технологии исследований добывающих скважин предусмотреть работы по вызову притока с помощью свабирования, а также выборочное проведение специальных исследований по оценке степени вытеснения и остаточной нефте(газо)насыщенности.

■ Обеспечить цифровой способ регистрации всех параметров ГИС-контроля.

■ Сопровождать комплексные исследования ПГИ в добывающих скважинах гидродинамическими испытаниями (после принудительного вызова притока).

■ Приоритетными задачами, решаемыми с помощью ПГИ, считать: 1) выявление зон, характеризующихся неравномерностью выработки запасов нефти или газа (не охваченных активной разработкой), 2) выявление интервалов с межплас-товыми заколонными перетоками и негерметичностями элементов конс­трукции, 3) уточнение работающих и обводненных эффективных толщин.

■ Целями применения ПГИ в скважинах должны быть: 1) обоснование ремонтно-изоляционных работ, направленных на восстановление производительности скважин, 2) информационное обеспечение мероприятий, направленных на увеличение нефте(газо)отдачи.

■ Документирование получаемых результатов по выполненным ПГИ и ГДИС вести с сохранением информации об условиях измерений, а также с формированием таблиц количественных критериев (при указании методик их расчетов).

■ Сохранение получаемых результатов ПГИ и ГДИС в соответствующих БД.

С учетом вышесказанного к наиболее рациональным комплексам ГИС-контроля в добывающих скважинах следует отнести комплексные исследования с использованием серийной многоканальной скважинной аппаратуры (см. табл. 15.9.0.1).

При планировании промысловых исследований и ГДИС следует предусмотреть решение следующих задач:

■ Уточнение продуктивных и гидродинамических характеристик пласта.

■ Оценка технологической эффективности отдельных элементов принятой системы разработки (схемы расположения скважин, принятого способа вскрытия пласта, системы поддержания пластового давления, способов эксплуатации скважин и др.).

■ Определение динамики выработки пласта по площади и разрезу.

■ Оценка эффективности мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин.

Информацию о промысловых технологических параметрах скважин должны обеспечивать контрольно-измерительные приборы ТИ, устанавливаемые на устье добывающих и нагнетательных скважин, а информацию о работе пластов - ГДИС опорной сети добывающих и нагнетательных скважин. Для решения задач, связанных с получением информации о динамике вытеснения (обводнения) по показаниям гидродинамических параметров, желательно проводить исследования одних и тех же (опорных) скважин периодически или после каждых 10-20% увеличения доли воды в продукции.

Как правило, анализ результатов ГДИС на месторождении позволяет сделать вы­вод о возможности улучшения технологии работ при проведении измерений и интер­претации получаемых результатов. В связи с эти можно рекомендовать реализовать ряд конкретных шагов по коррекции системы гидродинамических исследований скважин, включая:

1. Повышение доли исследований ГДИС с выходом на определение фильтраци­онных параметров пласта (которая должна составлять не менее трети от всех выполняемых в скважинах ГДИС). Решение указанной задачи может быть ор­ганизовано за счет оборудования скважин дистанционными забойными дат­чиками (на приеме насосов) и проведения соответствующих исследований в механизированном фонде скважин, где длительная остановка по условиям эксплуатации нежелательна. Это требует также внедрения современных спо­собов обработки результатов (пригодных для кратковременных периодов вос­становления давления и учитывающих влияние послепритока и нестабильно­го режима работы скважины).

2. Увеличение удельного веса гидродинамических исследований, пригодных для оценки ФЕС удаленной зоны пласта и скин-фактора. Базой для таких иссле­дований должны стать нагнетательные скважины и скважины фонда механи­зированной добычи, исследуемые по методикам КПД, КВД, методами устано­вившихся закачек(отборов).

3. Внедрение усовершенствованной технологии проведения глубинных измере­ний с помощью автономной аппаратуры. Суть данной технологии состоит в одновременном длительном исследовании нескольких соседних эксплуати­руемых скважин в точке ниже приема насоса (сроком от нескольких недель до двух месяцев) с последующей совместной обработкой диаграмм изменения во времени дебитов и давлений. Полученные по данной технологии результаты можно использовать и для изучения пластовых свойств в межскважинном пространстве.

4. Включение в комплекс ПГИ для скважин, находящихся в освоении, специ­альных способов ГДИС с целью оценки опорных значений гидродинамиче­ских параметров пласта и обоснования информативности гидродинамических экспресс-исследований.

Списки примерных опорных сетей скважин для проведения системных ПГИ и базовых ГДИС должны включать для каждого из объектов конкретные номера и кате­гории скважин, которые формируются по результатам анализа уже проведенных ис­следований и после согласования с промысловыми службами. После чего указанные списки документируются в проектном документе и служат обоснованием для ведения авторского надзора.

Периодичность планируемых исследований ПГИ и ГДИС должна учитывай принятые для компании регламентные требования и в целом соответствовать поло жениям табл. 3.2.0.1. В качестве примера ориентировочные цифры даны i табл. 15.9.0.2 и табл. 15.9.0.3.

 

Таблица 15.9.0.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задачи исследований	Технология ис­следования	Категория скважин	Контролируемые параметры	Охват исследо­ваниями, %	Примерная периодич­ность исследований
1	2	3	4	5	6
Определение суммарных фазовых расходов (допол­нительно к промысловому мониторингу)	Замеры в дейст­вующей скважине (в пределах ин­тервала НКТ)	Добывающие	Дебит жидкости (нефти)	В процессе комшк ванием механичес тодов оценки сост скважин)	жсных ПГИ с использо-кой расходометрии и ме-ава (для добывающих
			Газовый фактор
			Обводненность
		Нагнетательные	Расход воды
Определение пластового давления и фильтрацион-но-емкостных параметров пласта	Задача решается с помощью стандартных технологий гидродинамических ис­следований, сопутствующих ПГИ в эксплуатируемых скважинах и в процессе капитального ремонта. Технология исследований и контролируемые параметры регламентируются в табл. 15.9.0.1			В процессе комплексных ПГИ с использо­ванием барометрии и соответствующих технологий гидродинамических измерений
Определение профиля и состава притока	Замеры в дейст­вующей и про­стаивающей скважине	Добывающие	Дебиты притока жидкости из пласта	до 30% фонда ис­следуемых	1 раз в 2 года
			Профиль (интервалы) притока
			Фазовый состав притока из пласта	до 30% -"-	Тоже
Определение профиля приемистости		Нагнетательные	Расходы приемистости воды в пласт	75% среди иссле­дуемых	1 раз в год

Профиль (интервалы) приемистости 90% -"- То же

 

Охват пластов работой 100% -"- То же

Определение интервалов заколонных перетоков

 

Добывающие

Интервалы межпластовых (заколон­ных) перетоков до 100% среди исследуемых 1 раз в 2 года

 

Оценка состава перетоков до 20% -"- То же

 

Оценка примерных дебитов перетоков до 10% -"- Тоже

Продолжение таблицы 15.9.0.2

 

 

ОБЪЕМ, ВИДЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОМЫСЛОВЫХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Таблица 15.9.0.3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задачи исследований		Технология исследования		Категория скважин		Контролируемые параметры		Охват исследо­ваниями, %		Периодичность исследований
1		2		3		4		5		6
1. Контроль технологических па­раметров работы скважин (промы­словый мониторинг на устье)		Замеры на устье действую­щих скважин		Добываю­щие		Дебит жидкости		100%		1 раз в неделю
						Обводненность		100%		1 раз в неделю
						Газовый фактор		опорная сеть		1-3 раза в год
				Нагнета­тельные		Приемистость		100%		1 раз в неделю
						Качество закачиваемых в пласт пре­сных вод		100%		1 раз в месяц на устье нагнета­тельных скважин
2. Контроль пластового давления		Замеры статических уровней		Добываю­щие		Пластовое давление		Опорная сеть пьезометриче­ских и долго простаивающих		1 раз в квартал
		Измерения на забое или на устье (при условии уровня жидкости выше глубины замера) забойного давления		Нагнета­тельные		Пластовое давление (по статическому буферному давлению)		до 100% нагне­тательного фон­да		1 раз в квартал
3. Определение физико-химических свойств нефти, газа и воды продукции		Отбор глубинных или по­верхностных проб нефти		Добываю­щие		Компонентный состав (плотность, га­зовый фактор, обводненность, пр.		опорная сеть ФХИ		1-2 раза в год
4. Обоснование гидродинамиче­ских параметров пласта (включая способы гидропрослушивания) и оценка состояния призабойной зо­ны		4.1 КВД (восстановление давления)		Добываю­щие		Продуктивность, пластовое давление, гидропроводность, подвижность, про­водимость, пьезопроводность, прони­цаемость пласта, приведенный ради­ус, скин-фактор, коэффициент несовершенства вскрытия		до 20% добы­вающего фонда скважин		1 раз в 2 года
		4.2 КПД (падение давления)		Нагнета­тельные		Те же параметры, что и в п.4.1, п.4.2 (при специальной обработке с учетом известного дебита на режимах пред­шествующей эксплуатации)		до 90% нагне­тательного фонда		1 раз в 1-2 года
							Продолжение таблицы 15.9.0.3
1	2		3		4		5		6
	4.3 КВУ (восстановление уровней) в статике (замер давления)		Эксплуатационные механизированного фонда				до 40% добывающего фонда скважин		1 раз в 2 года
			Осваиваемые сва-бированием				до 80% свабируемых		По графику капиталь­ного ремонта
	4.4 ИД (индикаторные диаграммы)		Добывающие и на­гнетательные		Пластовое давление, продук­тивность, проницаемость при­забойной зоны, проницаемость пласта (при малой вероятности скин-фактора, при длительной интенсивной эксплуатации с однокомпонентной продукцией или при нагнетании)		до 10% эксплуатационного фонда		1 раз в 2 года
5. Экспресс оценка изме­нения гидро­динамических параметров призабойной зоны ■	Замеры дебита и устьевых давлений		Добывающие фон­танные		Забойное давление, продуктив­ность, проницаемость приза­бойной зоны, депрессия (при известном дебите и пластовом давлении) $ •;.■■ч?!<-(!'  ;t'i.--".:',i.vf:';fHu.-.		до 100% фонтанного фонда		1 раз в неделю
	Замеры динамических уров­ней на режиме стабильного отбора (при невозможности образования «пены» в затру-бье) или прямые замеры за­бойного давления глубинным датчиком		Добывающие меха­низированного фонда (насосные)				до 30% еханизированного фонда оборудуется забойны­ми датчиками, по остальным - замеры уровней и расчеты по устью		1 раз в 1-3 месяца
	Замеры дебита и устьевых давлений		Нагнетательные				до 100% нагнетательного фонда		1 раз в неделю
	КВУ в статике (замер дина­мического уровня)		Эксплуатационные механизированного фонда		Забойное давление, продуктив­ность, пластовое давление, про­ницаемость призабойной зоны, депрессия		до 50 % механизированного фонда		1 раз в год
			Осваиваемые сва-бированием		Продуктивность, пластовое давление, проницаемость при­забойной зоны		до 80 % осваиваемых		согласно планам ис­пытаний
6. Оценка из­менения гид­родинамиче­ских параметров пласта и при­забойной зо­ны скважины	Аналогично п.4 с одновременным контролем текущей нефтенасыщенности, про­филя и состава притока по ПГИ						до 100 % нагнетательных и до 30 % добывающих сква­жин		После пуска в экс­плуатацию из бурения или после ГТМ. Жела­тельно также - через каждое изменение до­ли воды в продукции на 10-20 %

 

 

9. Постоянно-действующие цифровые геологические и гидродинамические модели месторождений.

 

В основе построения постоянно-действующей технологической модели разработки месторождения лежит так называемое имитационное моделирование.

Имитационное моделирование включает в себя:

-формулировка цели компьютерного моделирования

- системное обследование объекта моделирования: сбор и анализ исходных данных;

- построение модели месторождения с учётом различных гипотез его формирования (геологических, физико-химических, гидрогеологических и др.)   

- выбор наиболее пригодного варианта модели, её оптимизация;

- интерпретация модели (перенесение полученных на модели технологических знаний на конкретный объект модели;

- формулировка конкретных рекомендаций на основе обработки результатов математического эксперимента.

Процесс построения и проведения такого моделирования – итерактивно-интерактивный.

Основу работы такой системы – диалога пользователя - компьютер осуществляется с помощью специальных программных средств.

Действующие технологические модели являются адаптивными системами на основе постоянно поступающей с объекта моделирования (месторождения) информации.

Новейшим направлением в математическом моделировании при проектировании и анализе разработки месторождений являются ВР-технологии (технологии моделирования в виртуальной реальности).

Опытные образцы таких технологий разрабатываются в США. Эта технология включает в себя комбинацию пластовых характеристик и 3-х мерную визуализацию. ВР-технология способствует объединению экспертиз геологов, геофизиков, и технологов-проектировщиков при проектировании и анализе разработки месторождений.

В соответствии со схемой стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ выделяются следующие этапы: региональный; поисково-оценочный; разведочно-эксплуатационный.

На каждом из этапов ГРР с разной степенью детальности по данным геолого-геофизических методов формируется набор информации, которая с той-либо иной степенью достоверности позволяет построить модель объекта поисково-разведочных, разведочно-эксплуатационных и эксплуатационных исследований.

Выделяют два основных вида моделей залежей углеводородов: статические и динамические. Статические модели характеризуют залежь в начальном, не затронутом разработкой состоянии. Они позволяют построить модель и определить на ее основе начальные запасы углеводородов, а также решать вопросы разработки на любой стадии независимо от степени изученности месторождений.

Создаваемые статические модели залежей применительно к указанным выше стадиям изученности могут быть предварительными, рабочими и уточненными.

Динамические модели создаются только на разрабатываемых месторождениях, меняющих свое состояние по мере отбора запасов углеводородов. Это модели, позволяющие определить текущие остаточные запасы и принимать решения по совершенствованию системы разработки

Одним из важных элементов создания технологической модели месторождения является построение трёхмерной геологической и гидродинамической моделей.

3D геологическая модель создаётся на основе геологического обоснования процессов осадконакопления и выделения продуктивных пластов по сейсмическим данным и результатам корреляции разрезов скважин.

Такие геологические модели используются для определения площади залежи, объёма нефте и газонасыщенных пород, поровые объёмы нефте и газоносыщенных пород, объёмы УВ в пластовых условиях, средних подсчётных параметров залежи.

Трёхмерная геологическая модель является основой для гидродинамического моделирования, подсчёта (пересчёта) геологических запасов.

При построении трёхмерной геологической модели основными данными являются результаты комплексной интерпретации каротажных диаграмм (выполненной с учётом результатов петрофизических измерений образцов керна), комплексирования данных полевых геофизических методов (прежде всего сейсморазведки 2D/3D) с данными ГИС.

Геологическая модель опирается на результатах интерпретации материалов разноточных геофизических методов.

При построении трёхмерной гидродинамической (фильтрационной) модели основными данными является геологическая модель, данные о параметрах работы пластов (давления, температура, дебиты), флюидальный состав поступающий из скважины и другие характеристики.

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

- пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

- пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

- пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

- идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);

- средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС),

позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

- пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

- пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии). Возможно также представление модели в виде набора объемных функций, позволяющих получать цифровые сетки указанных выше параметров.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

- фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные

давления, данные PVT и другие дополнительные данные;

- массив данных по скважинам, который содержит - интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

- многопластовый характер эксплуатационных объектов;

- неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость, многофазность фильтрационных потоков;

- капиллярные и гравитационные силы;

- порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

- оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

- оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

- исследования кернов и проб пластовых флюидов;

- детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

- уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

- построение схем обоснования флюидных контактов;

- геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

- палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

- фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

- детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;

- интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. Степень дифференциации определяется стадией изученности месторождения.

Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.

ПДГТМ служат основой для подсчета балансовых запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения, технологических схем и проектов разработки, годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и первоочередных эксплуатационных скважин, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оптимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, с балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности.