В работе представлены основные методы и результаты адаптации гидродинамической модели на историю разработки нефтяного месторождения N с целью использования модели для расчета прогнозных вариантов разработки месторождения.
Ключевые слова: адаптация, гидродинамическая модель, показатели разработки.
Разработка месторождения N ведется с 1966 года скважиной № 60 с начальным дебитом нефти 66,5 т/сут. На протяжении большей части анализируемого периода добыча нефти осуществлялась при отсутствии воды в продукции. Несмотря на продолжительную историю разработки, добыча нефти и жидкости оставалась стабильной, однако начиная с 2003 года, наблюдается интенсивный рост добычи нефти и жидкости, связанный со сменой фонтанного способа эксплуатации на механизированный, а также оптимизацией насосного оборудования в 2005 году. С 2011года, в следствие бурения новых добывающих скважин, добыча нефти многократно возрастает (максимальный уровень добычи составил 147,8 тыс. т. в 2012 году), не смотря на этот факт, уже к 2014 году годовые уровни добычи нефти начинают снижаться, в следствие прорыва воды к забоям добывающих скважин, и по состоянию на 01.01.2020 г. составила 39,8 тыс. т. при обводненности продукции, равной 81,1 % [1].
При повторении истории разработки в качестве входных данных по каждой скважине на конкретные даты задавались замеры дебита одной из фаз, дебит жидкости и давление из системы данных о добыче, источником которых являются промысловые данные (фонд скважин, вскрытие пластов, месячные эксплуатационные рапорты по скважинам, забойные и пластовые давления и коэффициенты продуктивности). В качестве управляющего параметра по большинству скважин задавался дебит жидкости.
Общие постоянные характеристики скважин на период адаптации (или прогноза) включали 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) [3].
При настройке скважин на фактические данные были привлечены геолого-технические мероприятия и результаты ГДИ, проводимые в скважинах (таблица 1 и таблица 2 соответственно) [1].
Таблица 1
Геолого-технические мероприятия, проводимые в скважинах
|
№ скважины |
Объект |
Дата проведения |
Вид ГТМ |
|
12 |
Д 1 |
07.05.2014 |
ОПЗ |
|
13 |
Д 1 |
15.08.2012 |
ОПЗ |
|
16 |
Д 1 |
08.20.2014 |
ГРП |
|
16 |
Д 1 |
27.01.2011 |
ОПЗ |
|
17 |
Д 1 |
26.08.2012 |
ГРП |
|
18 |
Д 1 |
10.06.2014 |
ОПЗ |
|
60 |
Д 1 |
09.05.2012 |
ГРП |
Таблица 2
Гидродинамические исследования скважин
|
№ Скважины |
Пласт |
Дата исследования |
Вид исследования |
Проницаемость, мД |
Скин-фактор |
|
11 |
Д 1 |
20.05.2012 |
КВД |
12.5 |
-2.22 |
|
12 |
Д 1 |
18.05.2011 |
КВД |
1.8 |
-2.4 |
|
14 |
Д 1 |
13.12.2010 |
КВД |
8 |
-3.2 |
|
14 |
Д 1 |
04.12.2010 |
КВД |
7 |
-4.4 |
|
16 |
Д 1 |
02.10.2014 |
КВД |
15.9 |
-5.6 |
|
17 |
Д 1 |
09.09.2012 |
КВД |
7.01 |
-1.21 |
|
17 |
Д 1 |
06.07.2011 |
КВД |
12 |
-4.3 |
|
18 |
Д 1 |
03.04.2012 |
КВД |
12.7 |
-1.43 |
В процессе адаптации сравнивалась динамика фактических и расчетных технологических показателей, основными из которых являются: накопленная и текущая добыча нефти и жидкости, а также обводненность продукции. На этом этапе моделирования модифицировались абсолютные и относительные фазовые проницаемости, а также скин-факторы, при помощи которых воспроизводилось фактическое поле забойных давлений по скважинам. Так же на первоначальном этапе подбирается объем законтурной области таким образом, чтобы расчетное пластовое давление соответствовало средневзвешенному пластовому давлению в зоне отбора [2].
Посредством многочисленных итераций, по пластам месторождения N, был достигнут удовлетворительный результат. Основным критерием количественной оценки воспроизведения истории является погрешность расчета накопленной добычи нефти и жидкости, которая не превышает допустимого отклонения в 5 % [4].
Результаты адаптации фильтрационной модели на фактические показатели разработки представлены на рисунке 1.
|
|
|
|
|
Годовая добыча нефти / жидкости |
Накопленные показатели добычи нефти / жидкости |
|
|
|
|
|
|
Показатели обводнённости / годовой закачки |
Кроссплот по накопленной добыче нефти |
Рис. 1. Результаты адаптации фильтрационной модели на фактические показатели разработки
Литература:
- Дополнение к технологической схеме разработки нефтяного месторождения N Оренбургской области, Лицензия ОРБ № 15559 НЭ от 14.04.2020г., ОАО «Оренбургнефть», ООО «ТННЦ», ОАО «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ», г. Тюмень, 2020, с 214.
- Баранов, В. Е. Прикладное моделирование пласта: учебное пособие/В. Е. Баранов, С. Х. Куреленков, Л. В. Шевелева — Томск, 202–103 с.
- Каневская Р. Д., Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003, 128 стр.
- Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. — Т.1: Фильтрационные модели.
