Гидродинамическое моделирование

SPE 196846 Оценка эффективности разработки участка Приобского месторождения с помощью комбинирования ГДМ и маркерных методов диагностики работы горизонтальных скважин.

ПАО «Газпромнефть» Р. Асмандияров

ООО «ГеоСплит» А. Гурьянов, А. Каташов, К. Овчинников

«ДеГольер энд МакНотон» Д. Гилев, В. Васильев

Абстракт

Роль повышения темпов добычи нефти в целях достижения рентабельности проектов существенно возросла с переходом к активной разработке залежей с низкопроницаемыми коллекторами Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Залогом повышения темпов выработки для объектов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами является повышение технико-технологического уровня применяемых решений. Целью статьи является оценка проекта использования информации трассерных методов нового поколения и современных типов заканчивания скважин в ГДИС для повышения площади дренирования, интенсивности притока и улучшения эксплуатационных параметров системы ППД.

Обеспечение большей площади фильтрации пласта в коллекторах с аномально низкой проницаемостью достигается с помощью применения горизонтального бурения и МГРП. Современные средства моделирования позволяют реализовать учет неравномерности выработки по длине горизонтального ствола. Традиционные методы ГИС не могут предоставить развернутую во времени информацию по работе ступеней МГРП, однако применение маркерных методов построения профилей притоков с учетом ее развития в последние годы является альтернативой. С помощью использования данных маркерной диагностики представляется возможным проводить адаптацию гидродинамических моделей с целью уточнения прогнозов добычи углеводородов.

Данная статья предлагает Вашему вниманию кейс расчета секторной гидродинамической модели (ГДМ) с учетом неравномерной выработки запасов на истощении по данным маркерной диагностики. Проведено сравнение ГДМ с допущением равномерного притока в горизонтальный ствол с МГРП с моделью, отражающей несколько вариантов неравномерности притока, полученных на основании статистических данных маркерной диагностики профиля притоков 60 скважин, выполненных на различных месторождениях.

Введение

В последние годы все большее количество горизонтальных скважин исследуется с помощью методов маркерной диагностики, дополняющей, а в отдельных случаях и заменяющей традиционные исследования профилей притоков горизонтальных стволов с помощью комплексов, спускаемых на гибких насосно-компрессорных трубах или тракторах. Принципиальное отличие маркерных технологий от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) заключается в возможности мониторинга работы портов в скважине на протяжении длительного периода времени при значительном уменьшении задействованных ресурсов, сокращении расходов и повышении безопасности производства. В связи с техническими сложностями и дороговизной внутрискважинных операций по построению профиля притока фактически исследуется крайне малое количество скважин. Так, например, рекордсменом является Салымское месторождение, где исследования проводятся в 20-25% горизонтальных скважин [1]. Как правило, для наземных месторождений этот параметр значительно ниже. В свою очередь, трассерные или индикаторные методы анализа известны нефтегазовой индустрии уже несколько десятилетий, однако эти методы использовались исключительно для межскважинных исследований с целью изучения фильтрационной неоднородности межскважинного пространства. Традиционные трассерные технологии с помощью химических веществ (уранина, родомина или эозина) или натуральных флуорофоров по целому ряду причин не позволяют получать количественный анализ и ограничены в лучшем случае качественными оценками. В последние годы на рынке появилось новое поколение материалов и технологий, что позволяет реализовать потенциал технологий трассирования в плане повышения эффективности разработки месторождений.

Гидродинамическое моделирование

Моделирование пласта является мощным методом управления пластом. Оно позволяет понять его геологию и предсказать его поведение при различных сценариях разработки. Прогнозирование поведения пласта можно использовать для решения проблем, связанных с планированием, эксплуатацией и диагностикой на всех стадиях разработки месторождения. Среди цифровых моделей пласта выделяют статические и динамические. В статических моделях параметры и свойства не меняются во времени, к такому типу моделей относят геологические модели. В динамических моделях, наоборот, свойства модели зависят от времени, представителями данного типа моделей являются гидродинамические (фильтрационные) модели.

Основной целью геологической модели месторождения является создание основы для дальнейшего моделирования движения в нем флюидов. Неопределенность при построении геологической модели остается на всех этапах изучения месторождения. Прямую информацию о строении и свойствах пласта можно получить только при изучении скважинных данных, например, при исследовании керна. Однако такие исследования охватывают очень незначительную часть залежи. Перед началом построения любой модели должны быть осуществлены сбор и подготовка исходных данных, включая анализ их качества. Для построения динамической модели требуются следующие исходные данные ГДИС: промыслово-геофизические исследования и многократное испытание пласта для получения информации по проницаемости, наличию барьеров, гидродинамической связанности песчаных тел, тип флюида, пластовое давление, выделение работающих интервалов, а также положение ВНК и ГНК. Важным фактором является история разработки, которая показывает поведение пласта, изменение давления, материальный баланс, профиль добычи, обводненность и газовый фактор. Несомненно, важны образцы флюидов для получения PVT данных.

В виду истощения легкодоступных запасов при нефтедобыче в настоящее время фокус все больше смещается на нетрадиционные энергоресурсы: сланцевые газ или нефть, высоковязкие нефти или залежи природных битумов. Вместе с тем на разрабатываемых площадях и даже в уже пробуренных скважинах сегодня содержится немалый резерв для поддержания и наращивания добычи, не требующий существенных изменений технологии разработки.

С появлением новых технологий горизонтального бурения и МГРП появились и новые вызовы. С точки зрения контроля разработки горизонтальная скважина является сложным объектом исследования. Даже в таких классических условиях, как вертикальный ствол, возможности стандартных промыслово-геофизических исследований (ПГИ) ограничены рядом факторов [2–5]. При попытке применения стандартных технологий ПГИ в горизонтальном стволе к отмеченным проблемам добавляется ряд новых. Низкодебитный многофазный приток не достаточен для преодоления порога чувствительности турбинок механических расходомеров. Фиксируются множественные случаи повреждения или блокирования турбинок при осмотре комплекса ПГИ на поверхности после внутрискважинной операции. При неполном выносе и накоплении в стволе тяжелой фазы методы оценки состава жидкости отражают не распределение компонентов в притоке, а их текущее содержание в колонне. При сложной структуре многофазного потока показания методов зависят от положения датчиков в стволе, наклона ствола и др. Наблюдается послойное течение фаз с разными скоростями. В изгибах неоднородного профиля скважины образуются застойные водные зоны или газовые пробки. При спуске в ствол не зацементированного фильтра часть потока движется по заколонному пространству и не отражается на показаниях датчиков. Приток может происходить с одинаковой вероятностью по всей длине ствола, что затрудняет дифференциацию работающих интервалов и прочее. Но главным недостатком стандартных комплексов ПГИ является то, что они позволяют получать данные лишь в кратком временном окне нескольких часов внутрискважинной операции, что не позволяет отслеживать динамику работы интервалов или ступеней МГРП и оценивать влияние множества факторов, в число которых входит изменение депрессии и режима работы ЭЦН, прорывов воды от системы поддержания пластового давления и схлопывания трещин ГРП в призабойной зоне.

Помимо получения рентабельного дебита одной из актуальных задач является увеличение КИН, что не всегда удается даже с применением МГРП. Немногочисленные исследования горизонтальных стволов с МГРП традиционными комплексами ПГИ на ГНКТ подтверждают неравномерность притока по длине скважины или в портах ГРП. Это оказывает весьма пагубное влияние на КИН, поскольку остаются невыработанные зоны, "невидимые" в гидродинамической модели, при построении которой часто делается допущение о равномерном притоке в горизонтальной скважине. Также нередка ситуация обводнения скважины при контакте с ВНК по одному или нескольким портам. [GD1]