Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Учет неоднородности пластов по проницаемости при компьютерном проектировании разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Учет неоднородности пластов по проницаемости при компьютерном проектировании разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

ЛИФАНТЬЕВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

УЧЕТ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ КОМПЬЮТЕРНОМ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук ^ ® ^^ ^^

!г ^ .1 2014

Бугульма - 2014

005553404

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.

Научный руководитель: доктор технических наук

Насыбуллин Арслан Валерьевич

Официальные оппоненты: Мухаметшин Рустам Закиевич

доктор геолого-минералогических наук, институт геологии и нефтегазовых технологий КФУ,

кафедра геологии нефти и газа, доцент;

Закиров Рустам Харисович

кандидат физико-математических наук, ООО «Актуальные технологии», главный научный сотрудник.

Ведущая организация: ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа)

Защита диссертации состоится 30 октября 2014 г. в 15 час 30 мин на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти, www.tatnipi.ru

Автореферат разослан 26 сентября 2014 г.

Учёный секретарь диссертационного совета

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие вычислительной техники и математических методов моделирования послужило широкому применению компьютерного моделирования в областях геологии и разработки месторождений нефти и газа. В настоящее время все проектно-технологические документы составляются с использованием трехмерных геолого-гидродинамических моделей месторождений нефти и газа, с помощью которых осуществляется: анализ разработки; выявление и количественная оценка вклада различных геолого-физических параметров пласта, влияющих на разработку; количественное изучение процессов, протекающих при разработке; многовариантный прогноз технологических показателей разработки; выбор конкретных технологий разработки и подбор скважин-кандидатов для проведения геолого-технологических мероприятий.

Для построения компьютерных геолого-технологических моделей при проектировании разработки месторождений углеводородного сырья широко применяются детерминированные методы интерполяции параметров на конечно-разностные сетки. Ограничение этих методов заключается в отсутствии контроля и управления статистическими характеристиками результирующих полей случайной величины, которыми являются геолого-физические параметры пластов. Поэтому актуальными задачами являются исследование существующих и разработка новых методов учета неоднородности пластов по проницаемости применительно к конечно-разностным сеткам различной детальности.

Цель работы - совершенствование учета неоднородности пласта по проницаемости при геолого-гидродинамических расчетах технологических показателей объектов разработки и горизонтальных скважин (на примере бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения).

Основные задачи исследований

1. Анализ влияния отображаемой в имитационной модели неоднородности пластов по проницаемости на показатели разработки месторождений;

2. Оценка изменения коэффициента вариации по проницаемости в геолого-технологической модели при интерполяции скважинных данных на конечно-разностную сетку;

3. Оценка влияния размерности конечно-разностной сетки на отображаемую в геолого-технологической модели неоднородность по проницаемости;

4. Разработка аналитической методики оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием при установившемся притоке жидкости для неоднородных по проницаемости пластов.

Научная новизна

1. Установлено, что для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения при переносе результатов интерпретации геофизических исследований скважин на конечно-разностную сетку детерминированными методами происходит снижение отображаемой в модели неоднородности пласта на 28% вне зависимости от метода интерполяции, размерности сетки и коэффициента вариации по проницаемости.

2. Получена аналитическая зависимость дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием от геологических и технологических параметров при линейном притоке к условно-горизонтальной части ствола и радиальном притоке на его концах для установившегося течения жидкости. Предложена методика оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием для неоднородных по проницаемости пластов.

3. Установлено, что с учетом неоднородности по проницаемости для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения фактический дебит жидкости для скважин с горизонтальным окончанием составляет 36%-40% от теоретического.

Основные защищаемые положения.

1. Метод анализа и результаты изменения коэффициента вариации по проницаемости в геолого-технологической модели при интерполяции скважинных данных на конечно-разностную сетку.

2. Результаты изменения отображаемой в модели неоднородности пластов по проницаемости и среднего значения коэффициента проницаемости бобриковских отложений Ромашкинского месторождения в процессе разбуривания.

3. Аналитическая зависимость для дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием (СГО) от геологических и технологических параметров при линейном притоке к условно-горизонтальной части ствола (УГС) и радиальном на концах ствола для установившегося течения жидкости. Методика оценки дебита жидкости СГО для неоднородных по проницаемости пластов.

4. Отношение фактического дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием к теоретическому для условий бобриковских отложений Ромашкинского месторождения.

Практическая значимость работы.

1. Создана методика оценки расчетной неоднородности пласта по проницаемости, позволяющая учитывать ее изменение при переходе от данных по скважинам к сеточным данным геолого-фильтрационной модели месторождений.

2. Установлено, что для длин горизонтальных стволов, ограниченных 600 метрами, аналитическая зависимость выходит на асимптоту только для случая, когда радиус контура незначительно (на 10 м) превосходит полудлину скважины. При превышении радиуса контура от 100 м и более дебит неуклонно растет с увеличением длины ствола.

3. Предложена аналитическая методика расчета дебита скважин с горизонтальным окончанием при установившемся притоке жидкости для неоднородных по проницаемости пластов.

4. Результаты работы применены для обоснования проектирования скважин с горизонтальным окончанием на Матросовском месторождении НГДУ «Бавлынефть», Альметьевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть», Ново-Суксинского месторождения НГДУ «Прикамнефть».

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на: геологической конференции в НГДУ

«Джалильнефть» ОАО «Татнефть» «Проблемы и новые перспективные направления повышения эффективности разработки объектов на поздней стадии разработки», 2006 г.; научно-технической конференции "О перспективах стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки на примере Ромашкинского месторождения" посвященной добыче 3-х миллиардной тонны нефти. 1 июня 2007 года, НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»; 9-ой научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-физических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель 2007» 1621.09.2007, Геленджик, Россия; молодежной научно-практическая конференция института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», 11 мая 2012 г., г. Бугульма; 41-ой научно-практической конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», 22-25 октября 2012 г., г. Сочи; семинаре по презентации новых технологий и химических реагентов для ГРП, институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», 14 апреля 2014 г., г. Бугульма.

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 10 публикациях, из них 8 статей в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 3 глав, введения и заключения, списка литературы из 141 наименований. Диссертация изложена на 118 страницах, включает 11 таблиц и 29 рисунков.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н.

A. В. Насыбуллину, а так же к.т.н. Ф.М. Латифуллину, к.т.н. Р.З. Сатгарову, к.т.н. В.Г. Салимову, А.Б. Владимирову за ряд ценных замечаний, советов и всем, кто содействовал выполнению этой работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность тематики работы, ее цель, формулируются основные задачи исследования и методы их решения, приводятся научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе проводится анализ типов неоднородности продуктивных пластов, обзор критериев оценки неоднородности и состояние изученности проблемы влияния неоднородности пласта на показатели разработки месторождений.

Проблематике влияния геолого-физической неоднородности нефтегазоносных пластов на технологические показатели разработки нефтяных и газовых месторождений посвящены работы Р.Г. Абдулмазитова,

B.И. Азаматова, В.А. Бадьянова, И.М. Бакирова, Ю.П. Борисова, В.А. Бреева, В.В. Войнова, Г.Н. Гурьянова, Л.Ф. Дементьева, Р.Н. Дияшева, В.А. Долицкого, М.А. Жданова, М.М. Ивановой, И.М. Климушина, В.Г. Каналина, К.Я. Коробова, А.П. Крылова, В.Д. Лысенко, М.И. Максимова, B.C. Мелик-Пашаева, Р.Х. Муслимова, Р.З. Мухаметшина, Р.Г. Рамазанова, З.К. Рябининой, Б.Ф. Сазонова, М.М. Сатгарова, Н.М. Свихнушина, Е.И. Сёмина, В.В. Стасенкова, С.А. Султанова, М.Л. Сургучева, М.А. Токарева, И.П. Чоловского, Э.М. Халимова, Р.Б. Хисамова и др.

Ими показано, что проницаемость в пласте подчиняется случайному закону распределения. В большинстве случаев удается выделить в разрезе пласта прослои, обладающие различной средней проницаемостью. Это явление связано с процессами осадконакопления в период формирования коллектора.

Изучение и учет пространственной неоднородности пласта по проницаемости в расчетах по оценке коэффициента извлечения нефти (КИН) является важной научной и практической задачей.

Для характеристики неоднородности коллектора по проницаемости широко используются методы математической статистики и теории вероятности. Для сравнительной оценки степени изменчивости, в качестве показателя неоднородности проницаемости пласта по латерали в представленной работе использованы коэффициент вариации и информационная энтропия.

Рассмотрены данные по оценкам средней проницаемости бобриковского горизонта, полученные по результатам бурения по годам (рисунок 1). На текущий момент коэффициент вариации по проницаемости для бобриковского горизонта равен 1.135д.ед., что соответствует сильно неоднородному распределению случайной величины.

Эффективная нефтенасыщенная толщина бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения изменяется от 0.8 до 23.8 м, составляя в среднем 4.5 м. Коэффициент песчанистости составляет в целом по всем залежам горизонта 0.59, расчлененности - 1.4 (таблица 1).

Таблица 1 - Характеристика толщин и неоднородности бобриковских отложений

Параметры Наименование Значения

Общая толщина Средняя, м Интервал изменения, м 26.3 9.8-47.6

Эффективная нефтенасыщенная толщина Средняя, м Интервал изменения, м 4.5 0.8-23.8

Коэффициент песчанистости Среднее значение, д.ед. Интервал изменения, д.ед. 0.59 0.34-0.81

Коэффициент расчлененности Среднее значение Интервал изменения 1.44 1.28-1.73

Вероятность вскрытия коллектора Д.ед. 0.322

Среднее значение проницаемости бобриковского горизонта, с начала 1970-х гг. и до настоящего времени, неуклонно снижается. Одним из факторов влияющих на снижение проницаемости является кольматация пор, происходящая в процессе разработки (рисунок 2).

V - коэффициент вариации

Рисунок 1 - Изменение проницаемости и коэффициента вариации бобриковского горизонта по мере разбуривания.

1940

1950

1960

1970

1980 Годы

1990

2 000

2 010

-Среднее значение Кпр

1400,00

1200,00 - 1000,00 - 800,00 - 600,00

- 400,00

- 200,00

Рисунок 2 - Сопоставление среднего значения проницаемости по годам с данными по разработке бобриковского горизонта.

Начиная с 1973 года, происходит резкий рост добычи жидкости и снижение проницаемости. Снижение отбора жидкости с 1991 по 2000 годы

20000

18000 --

16000 --

14000

12000

10000

~

8000

4000

2000

1940

1950

1980

1990

2000

2010

сопровождается стабилизацией средней проницаемости, а последующий рост отбора жидкости также сопровождается снижением проницаемости.

За прошедшие годы сменился математический аппарат решения задач проектирования и анализа разработки месторождений. Если в прежние годы это были, в основном, статистические методы и характеристики вытеснения, то сегодня это компьютерные технологии на основе геолого-технологических моделей. Рассмотрению вопроса об учете неоднородности по проницаемости при компьютерном проектировании разработки нефтяных месторождений и ее влиянию на результаты расчетов посвящена данная работа.

Во второй главе рассматривается влияние переноса скважинных данных на конечно-разностную сетку детерминированными методами на результаты расчетов.

Процесс фильтрации флюидов в пласте описывается сложными дифференциальными уравнениями в частных производных, связывающими изменения во времени давлений и насыщенности в пористой среде, решаемые численными методами. При этом результаты получаются в дискретных точках системы, положение которых выбираются на основе анализа чувствительности решения к размерности конечно-разносной сетки. Дискретизируется как пространство, так и время. Объект моделирования разделяется на ряд ячеек, квадратов или блоков путем наложения сетки определенного типа. Такая сетка, как правило, имеет прямоугольную форму, хотя это условие не всегда соблюдается. Область исследуемого времени также разделяется на ряд временных уровней, на каждом из которых определяются новые значения зависимых параметров.

Значительное влияние на результаты геолого-технологического моделирования оказывает качество исходной информации. Разрешающая способность геофизических приборов «стандартного комплекса» составляет 6080 см по вертикали. Это обуславливает влияние выше и нижележащих пород на результат измерения геофизических параметров, выраженное в их осреднении на указанном интервале.

В случае неоднородных пластов с большой расчлененностью в базу данных заносится скользящее (вслед за прибором) среднее, которое характеризует интересующий интервал пласта, и которое априори распространяется в межскважинное пространство.

Геофизическая информация является косвенной характеристикой параметров пласта. Они определяются посредством интерпретации по регрессионным зависимостям, полученным по данным исследования керна с невысоким коэффициентом корреляции (т.е. точечным исследованиям относительно протяженности межскважинного интервала).

Анализ скважин-дублеров, находящихся на расстоянии до 50 метров друг от друга (скважин которые попадают в одну ячейку модели и параметры по ним должны совпадать), показал, что группа пород совпадает только в 54-55 % случаев. Следовательно, во всех скважинах, а не только в дублерах, ситуация такова.

Как известно, геологическая информация обладает большой неопределенностью в межскважинном пространстве. Принципиальная

недоступность для прямых замеров геолого-геофизических свойств межскважинного пространства влечет за собой неопределенность данных в нем.

Проведено исследование по выявлению зависимости расчетной неоднородности по проницаемости в модели от детальности конечно-разностной сетки по трем методам:

Первый метод. Качественная оценка по графику плотности распределения вероятности.

Наиболее распространенные в практике подходы к созданию расчетных сеток параметра значений проницаемости (Кпр): 1 - интерполирование значений логарифма проницаемости с последующим обратным преобразованием (потенцирование); 2 - пересчет по петрофизическим зависимостям Кпр=/(Кп) из параметра пористости (Кп), значения параметра пористости в межскважинном пространстве, как правило, интерполируют.

На рисунках 3,5,6 представлены графики функций плотности распределения проницаемости по исходным данным и по сеткам с различным шагом (от 10 до 200 м), построенным детерминированным способом.

Г 1/1 ш ю N Й (Л о о

Проницаемость. 10-5 мкы:

Рисунок 3 - Плотность вероятности распределения проницаемости по исходным данным и для расчетных сеток различной детальности.

Из рисунков видно, что при переходе от исходных данных к сеточным идет снижение неоднородности по проницаемости, за исключением кусочно-постоянных методов, что подтверждается зависимостью плотности распределения вероятности проницаемости от метода интерполяции (рисунок 4). В то же время сохранения фактической неоднородности и приближения ее к исходным данным при измельчении сетки не наблюдается. Видно, что идет увеличение доли среднепроницаемых коллекторов за счет нивелирования крайних значений.

Рисунок 4 - Плотность вероятности распределения проницаемости по разным методам интерполяции.

Итак, качественная оценка по функции плотности распределения показала, что при переходе от исходных данных к сетке происходит снижение неоднородности по проницаемости вне зависимости от ее детальности.

Рисунок 5 - Плотность вероятности распределения логарифма проницаемости по исходным данным и для расчетных сеток различной детальности.

Рисунок 6 - Плотность вероятности распределения проницаемости по исходным данным и для расчетных сеток различной детальности. Обратное преобразование (потенцирование).

Второй метод. Количественная оценка энтропии системы В теории информации широко применяется термин энтропии. Информационная энтропия — мера неопределенности информации. Неопределенность любой системы возрастает с ростом числа возможных исходов. Кроме этого, энтропия характеризует также и неоднородность, то есть сложность пластов:

к

Н - 'Ь)

-=1 (1) где рг - вероятность (или частота) того, что система примет /-тое состояние из к возможных.

По всем сеточным моделям, построенным с разным шагом информационная энтропия проницаемости приблизительно равна 5.35 бит, а по исходным данным 5.9 бит (рисунок 7).

Количественный анализ энтропии подтверждает результаты качественного анализа, приведенного ранее. При измельчении сетки не происходит увеличения энтропии и приближения ее к исходным данным. Третий метод. Количественная оценка по коэффициенту вариации Рассмотрено изменение коэффициента вариации проницаемости при переходе от исходных данных к расчетным сеточным. На примере уже рассмотренных исходных данных коэффициент вариации составляет 0.95 д.ед.. При переходе к сеточным по всем вариантам измельчения он изменяется от 0.71 до 0.74 д.ед., составляя в среднем 0.72 д.ед. (рисунок 7)

Как видно неоднородность существенно снизилась даже на самой детальной сетке.

Разыер шага сетки'исходные данные

Рисунок 7 - Информационная энтропия проницаемости и коэффициент вариации проницаемости

Используя методику В.Д.Лысенко (ТатНИПИнефть), оценен КИН для случая коэффициента вариации по проницаемости 0.72 и 0.95 д.ед., получены коэффициенты заводнения равные 0.85 и 0.80 д. ед., соответственно. Для этих величин коэффициентов расчетный КИН составляет 0.44 и 0.41 д.ед., соответственно. Следовательно, применение методик переноса проницаемости детерминированными методами на сетки различной детальности, вне зависимости от ее степени, привело к завышению КИН на 3%.

Проведено исследование снижения расчетной неоднородности пласта при переходе от данных по скважинам к сеточным данным. Сгенерированы синтетические данные в количестве 15 реализаций с коэффициентом вариации от 0.1 до 1.5 д.ед. по 200 скважинам (рисунок 8).

Генерация выполнена случайным образом, с условием воспроизведения среднего значения проницаемости в каждой реализации равным среднему значению по бобриковским отложениям Ромашкинского месторождения, при не превышении его максимального значения.

Далее, для каждой реализации построены сетки с переносом в них значений проницаемости, содержащие по 17710 ячеек. Для каждой из этих реализаций вычислен коэффициент вариации (рисунок 9) и процент его снижения по сравнению и исходными данными (рисунок 10).

Показано, что снижение фактической неоднородности при переходе к сеточным данным не зависит от ее величины и от вида функции плотности распределения.

Приемлемая сходимость исходных данных по проницаемости и данных с расчетной сетки для условий неоднородности бобриковского горизонта (у=1.14) была получена при распределении логарифма проницаемости стохастическими методами с обратным преобразованием (рисунок 11).

коэффициент вариации 0.1 коэффициент вариации 0.2

».«ффжциент ирмции 1.3 коэффициент варил их» 1.4

коэффициент вариации 0.3

коэффициент Ырилции 15

Рисунок 8 - Плотность вероятности распределения проницаемости по 200 реальным скважинам

коэффициент вариации 0.2

коэффициент вариации 13

коэффициент вариации 1.4

коэффициент вариации 1.5

На графиках: по оси X - интервалы со значениями проницаемости (Кпр), по оси У — частота попадания Кпр в интервал, д.ед.

Рисунок 9 - Плотность вероятности распределения проницаемости перенесенной на расчетную сетку.

Математические алгоритмы геостатистики позволяют получать множественные реализации равновероятных в межскважинном пространстве геологических моделей с использованием результатов интерпретации материалов ГИС. Для оценки степени влияния на коэффициент извлечения нефти (КИН) неоднородности по проницаемости в геолого-технологических моделях были проведены модельные расчеты. Сгенерированы набор вариантов со стохастическим распределением значения проницаемости и один с детерминированным распределением. Основными условиями для генерации полей значений проницаемости стохастическим способом являлись следующие: среднее значение проницаемости равняется 0,8 мкм~, и коэффициент вариации

был бы близок к 1.14 д.ед., согласно анализа данных значения проницаемости представленного на рисунке 1.

0.950 ■

5

2 г г г 1 5

щ га

3 «

О I

¥

г *

о Е

2- * а и

0.900 0.850 0.800 0.750 0.700 0.650

-♦ ♦ '-♦-♦

* * ♦ ---♦-♦ ♦ ♦ ♦

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 коэффициент вариации, д.ед.

Рисунок 10 - Снижение расчетной неоднородности при переходе отданных по скважинам к расчетным сеткам.

Рисунок 11 - Плотность вероятности распределения проницаемости по исходным данным и для расчетной сетки 50x50 м, как наиболее распространенной.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) по результатам численного моделирования, в основном, находится в диапазоне от 0.4 до 0.432 д.ед., и при детерминированном способе распределения значений проницаемости получен КИН равный 0.5 д.ед. (рисунок 12).

На рисунках 13, 14 приведены поля распределений значений проницаемости и значений остаточной нефтенасыщенности по некоторым из вариантов численного моделирования. Отчетливо видно как неравномерно происходит процесс вытеснения нефти, наблюдается так называемая извилистость потоков. Образуются застойные, тупиковые зоны в местах с низкими значениями проницаемости и даже вблизи как добывающих, так и

нагнетательных скважин. Причем таких застойных зон значительно больше, нежели при детерминированном распределении значений проницаемости. При детерминированном распределении значений проницаемости происходит равномерное вытеснение нефти и наличие невыработанных участков с остаточной нефтенасыщенностью зависит лишь от продолжительности расчета (рисунок 14).

5 Стохастическое 4 распределение § проницаемости ^ Методика ТатШШИнефть 1

ь | 3 1 \ 1 1 1 1 1 1 1 || иктерп гтронки оляши

0368 0 372 0.376 0.38 0384 0 388 0 392 0 396 04 0.404 0 408 0412 04 Интервал значений КИН. 16 0.42 0.424 0 423 0 43 ».ед. 0436 044 5 052

Рисунок 12 - Интервал значений КИН.

«а» «б»

Рисунок 13 - Распределение значения проницаемости стохастическим методом «а» и значение остаточной нефтенасыщенности на конец прогнозного расчета «б». Вариант с достигаемым КИН=0.425

«а» «б»

Рисунок 14 - Распределение значения проницаемости интерполяцией «а» и значение остаточной нефтенасыщенности на конец прогнозного расчета «б». Вариант с достигаемым КИН=0.50

При высокой неоднородности исследуемого пласта, коэффициент вариации по проницаемости равен 1.14 д.ед., остается значительная часть тупиковых и застойных зон при его разработке. Полученные результаты (рисунок 12) показывают, что при фиксированной плотности сетки скважин и при равновероятностных реализациях распределения значений проницаемости оценка КИН может различаться в десяток процентов.

В третьей главе на основе проведенных исследований и методик во второй главе предлагается подход к планированию добычи для условно-горизонтальных скважин в условиях геологической неоднородности (неоднородности по проницаемости). Рассмотрен метод оценки дебита жидкости СГО, основанный на изменении схематизации притока к условно-горизонтальной части ствола (рисунок 15) и учета влияния неоднородности.

За последние годы широкое применение получили технологии горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта, позволяющие увеличить контакт скважины с пластом. Причем, данный контакт с прежних единиц и десятков метров увеличился до сотен, а в некоторых случаях, особенно в зарубежной практике, до тысячи метров. Одновременно с увеличением контакта скважины с пластом произошло увеличение вскрытия этой скважиной существенно различных по проницаемости коллекторов, характеризующихся, в среднем, такими же, как и пласт в целом значениями коэффициента вариации и функцией распределения.

Проблема определения дебита горизонтальной скважины или трещины бесконечной проводимости на установившемся режиме притока рассматривалась следующими авторами И.А. Чарным (1955), Ю.П. Борисовым (1964), Joshi S. (1989), Giger F., Renard G. and Dupuy J., Economides M., П.Я. Полубариновой-Кочиной, В.П. Меркуловым, Р.Д. Каневской (1996), М.Х.

Хайруллиным. Среди ученых ТатНИПИнефти данным вопросом занимались В.А. Иктисанов, И.Н. Хакимзянов.

Общеизвестные формулы основаны на модифицированной формуле Дюпюи, в которой в знаменателе приведена сумма внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений, которые, в свою очередь, по-разному задаются у разных авторов. При этом горизонтальный ствол располагается в области с круговым контуром питания, либо с эллиптическим контуром питания с постоянным давлением на нем. Фокусами эллипса являются «носок» и «пятка» ствола скважины.

Представив общий приток к горизонтальной скважине в виде суммы линейного притока к центру скважины и радиального притока к ее концам в работе получена зависимость дебита жидкости СГО от геологических и технологических параметров (рисунок 15).

Э1

/ - • - -А* - -... Ч— -

( 32 ________.__!._________(.. ; У Уп \; ■1>г

V с

Чат Як 1 ^ у

ч ~ ~ - •• - —____- - - /' !

где: Ь - длина горизонтального ствола; а2- большая и малая полуоси эллипса, соответственно; Ъ - контур питания для линейного притока; Як- радиус окружности эффективного контура питания, эквивалентный по площади эллиптическому контуру притока; кк- радиус контура питания радиального притока; гс- радиус скважины; кЬ/ц — коэффициент гидропроводности пласта; рк - давление на контуре питания, рс -давление на забое скважины.

Рисунок 15 - Область дренирования горизонтальной скважины Для радиального притока к двум концам горизонтального ствола используется формула Дюпюи:

_ 2 лкИ рк - рс

Угас! ~ ' А

* хЛ

п

Контур питания радиального притока определяется формулой:

2

Ь

= а,--=

1 2

и

V + 64Д -V

(2)

(3)

Линейный приток к У ГС задается как:

Я,т = =

2Ш» Рк ~РС ц Ь

(4)

Расстояние до контура питания для линейного притока равно:

6 = ^-а,

■¡Ú+MR^-L1

2V2

R.

Суммируя радиальный (2) и линейный (4) притоки, получена формула АФ для расчета дебита жидкости горизонтальной скважины при установившемся притоке:

2 лкИ

Cp¿ -Рс)

Щ

¿

т/л/i4 + 64^, 4~ - L:

W2

(6)

Для оценки применимости полученной формулы проведены расчеты дебита жидкости условно-горизонтальной скважины для разной длины ее ствола и сопоставлены с расчетами по известным ранее формулам (рисунок 16).

Показано, что результаты расчета существенно зависят от задаваемого эффективного контура питания R/¡ - радиуса окружности, эквивалентной по площади эллиптическому контуру. С увеличением длины горизонтального ствола на определенную величину радиус контура питания растет на ту же величину. В случае переменного Rk, на 10 м превышающий полудлину горизонтальной скважины (рисунок 16«а») оценка дебита скважины по формулам Рейнарда (Renard G.) и Джоши (Joshi S.D.) совпадает, оценка по полученной автором формуле (АФ) дает значения, совпадающие со значениями по формуле Борисова Ю.П., и отклоняется на 5% от формулы Джоши. Для длин УГС, ограниченных 600 м, аналитическая зависимость выходит на асимптоту. При Rk на 100 м, превышающем полу длину горизонтальной скважины (рисунок 16«б»), радиус контура питания радиального притока в среднем будет равен 30 % ее длины, а ширина контура питания линейного притока в среднем равна половине ее длины.

Длина ствола скважины i m i

«а» «б»

Рисунок 16- Расчет дебита жидкости условно-горизонтальной скважины при переменном контуре питания на 10 м «а» и 100 м «б» превышающим полудлину ствола УГС

Погрешность методики АФ по сравнению с формулой Джоши для этого случая равна 28 % в зависимости от длины ствола, составляя в среднем 10 %. При этом зависимости дебита жидкости от длины УГС практически не выходит на асимптоту, растут с увеличением длины ствола скважины.

На рисунке 17 приведено сопоставление фактических дебитов горизонтальных скважин, пробуренных на бобриковском горизонте Ромашкинского месторождения, и расчетных дебитов, полученных по известным формулам. Как видно, расчетные дебиты значительно превышают фактические.

скважин

Средний дебит по фактическим данным составляет 27,9 м3/сут, по Рейнарду - 74,9 м3/сут, по Ю.П. Борисову - 71,7 м3/сут, по Джоши - 72,9 м3/сут, по формуле АФ - 64,9 м3/сут. Средний дебит по всем расчетным формулам составляет 71,1 м3/сут. Таким образом, фактический дебит составляет 39,6 % от среднего расчетного. Данный факт объясняется прерывистостью пласта и его неоднородностью по проницаемости.

Полагая, что параметры распределения коллектора вдоль ствола условно-горизонтальной скважины будут аналогичны его распространению по объекту в целом и характеризуются, такими же, как и пласт в целом значениями коэффициента вариации и функцией распределения для проницаемости предложена методика расчета дебита горизонтальной скважины для неоднородных по проницаемости пластов.

При аналитических расчетах технологических показателей разработки параметры однородного пласта принимаются равными средним значениям параметров неоднородного пласта. Согласно исследованиям М.И. Швидлера при таком методе расчета дебиты однородной жидкости завышаются. Величина погрешности зависит от метода определения параметра (в частности проницаемости). В своих работах М.И. Швидлер анализирует различные фильтрационные потоки и приводит расчетные формулы и табулирует функцию ф(//а).

Применительно к оценке дебита жидкости условно-горизонтальной скважины получим:

9=Чо(1-Ц (7)

где д — дебит скважины в условиях неоднородного пласта; до — дебит скважины соответствующего однородного пласта; X — безразмерное смещение дебита.

X = !Л[1-ф(//а)]у2 (8)

где /—длина потока; а — ширина потока; V — коэффициент вариации проницаемости.

Из проведенного анализа (рисунок 1), коэффициент вариации проницаемости V = 1.14.

Тогда Х=0.64, а потенциальный дебит условно-горизонтальной скважины можно оценить, как д = 0.36*до-

Следовательно, по схеме расчета для однородного пласта производительность может быть завышена на 64% по сравнению с фактической. Данный факт объясняется влиянием неоднородности пласта по проницаемости.

В результате статистического анализа ранее установлено, что вероятность вскрытия коллектора по бобриковскому горизонту Ромашкинского месторождения составляет 32%. (таблица 1). Как видим, это вполне согласуется с отношением фактического дебита к расчетному полученным по представленным формулам.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Выполнен анализ влияния отображаемой в имитационной модели неоднородности пластов по проницаемости на показатели разработки месторождений. Установлено, что детерминированные методы приводят к завышенной оценке КИН.

2. Проведена оценка изменения коэффициента вариации по проницаемости в геолого-технологической модели при интерполяции скважинных данных на конечно-разностную сетку. Установлено, что происходит снижение отображаемой в модели неоднородности пласта вне зависимости от метода интерполяции.

3. Проведена оценка влияния размерности конечно-разностной сетки на отображаемую в геолого-технологической модели неоднородность по проницаемости. Установлено, что вне зависимости от размерности сетки и коэффициента вариации по проницаемости происходит снижение на 28% отображаемой в модели неоднородности пласта.

4. Выявлено, что распределение значений проницаемости, на примере данных по бобриковским отложениям Ромашкинского месторождения, не может быть смоделировано детерминированными методами. Для учета влияния неоднородности по проницаемости необходимо применение стохастических моделей.

5. Получена аналитическая зависимость (АФ) оценки дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием от геологических и технологических параметров при линейном притоке к горизонтальной части ствола и радиальном

на концах ствола для установившегося течения жидкости. Предложена методика оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием для неоднородных по проницаемости пластов.

6. Проведена верификация полученной формулы с известными формулами и с фактическими данными. Показано, что вычисленные по формуле АФ значения дебитов жидкости для условий бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения ближе к фактическим, чем по известным ранее зависимостям.

7. Проведено исследование влияния длины условно-горизонтальной части ствола (УГС) на дебит жидкости скважины. Установлено, что для длин УГС, ограниченных 600 м, аналитическая зависимость выходит на асимптоту только для случая, когда радиус контура незначительно (на 10 м) превосходит полудлину УГС. При превышении радиуса контура от 100 м и более дебит жидкости неуклонно растет с увеличением длины УГС.

8. Установлено, что с учетом неоднородности по проницаемости для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения фактический дебит жидкости для скважин с горизонтальным окончанием составляет 36%-40% от теоретического.

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях:

1. Хисамов, Р.С. Application Limits For Deterministic Geological-And-Reservoir Models (Об ограниченности области эффективного применения детерминированных геолого-гидродинамических моделей) / Р.С. Хисамов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 5. - С. 46-49.

2. Насыбуллин, А.В. Управление моделью установившегося притока жидкости к горизонтальной скважине и трещине бесконечной проводимости / А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, В.В. Васильев, А.Н. Астахова // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2014. -№ 6. - С. 27-31.

3. Хакимзянов, И.Н. Разработка залежей нефти многоствольными и горизонтальными скважинами с оптимально необходимым количеством условно-горизонтальных стволов / И.Н. Хакимзянов, А.В. Лифантьев // Инженер-нефтяник. - 2013. -№ 1. - С. 5-9.

4. Антонов, О.Г. Использование данных индикаторных исследований при создании постоянно действующей геолого-технологической модели / О.Г. Антонов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, А.Р. Рахманов // Нефтяное хозяйство,-2013.-№ 7.-С. 40-42.

5. Лифантьев, А.В. Моделирование многоступенчатого ГРП в горизонтальных скважинах / А.В. Лифантьев, P.P. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, О.Г. Антонов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО "Татнефть". - Казань: Центр инновационных технологий, 2013. - Вып. 81 - С 149-155.

6. Нуртдинов, H.Р. Оценка эффективности циклического заводнения в различных геолого-физических условиях на основе гидродинамической модели / Н.Р. Нуртдинов, A.B. Насыбуллин, И.М. Бакиров, A.B. Лифантьев // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО "Татнефть". - М. :ВНИИОЭНГ, 2010. -Вып. 78.-С. 111-126.

7. Абдулмазитов, Р.Г. Особенности построения геологической модели на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения/ Р.Г. Абдулмазитов, A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев, C.B. Сидорова // Нефтяное хозяйство. -2007,-№7.-С. 66-68.

8. Нурисламов, Н.Б. Прогнозирование местоположения невыработанных участков на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Н.Б. Нурисламов, П.Д. Сеночкин, В.М. Хусаинов, Н.Ф. Гумаров, Г.А. Орлов,

A.M. Хамидуллина, A.B. Лифантьев, A.B. Насыбуллин // Нефтяное хозяйство. -2003.-№3.-С. 49-50.

9. Диков, В.И. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения /

B.И. Диков, A.B. Насыбуллин, Д.А. Разживин, A.B. Лифантьев // Георесурсы. -2001.-№4.-С. 10-11.

10. Хусаинов, В.М. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения / В.М. Хусаинов, В.И. Диков, A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев, Н.Б. Нурисламов//Георесурсы.-2001,-№4.-С. 24-27.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на НР СС СМ6040 тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 17.09.2014г. Заказ № 17091401, Тираж -100 экз.