научный журнал «Актуальные исследования» #22 (25), ноябрь '20

Значение геолого-гидродинамического моделирования при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

В последние годы геолого-гидродинамическое моделирование занимает одно из ключевых мест при разработке и эксплуатации углеводородных месторождений. Возможность применения моделирования оценивается спецификой геологического строения месторождения и его принадлежностью к одному из этапов разработки и эксплуатации.

Аннотация статьи
разработка и эксплуатация месторождений
геолого-гидродинамическая модель
адаптация моделей
Ключевые слова

Применение электронно-вычислительных машин и математических методов при решении задач, представляющих затруднение для понимания в обычной сфере, позволило грамотно и эффективно оценивать процесс разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

С помощью геолого-гидродинамического моделирования (далее – ГГДМ) специалист обрабатывает, интегрирует и анализирует безмерное количество информации с основной целью – построению цифровой и содержательной моделью.

Основные требования и методы решения поставленных задач отличны друг от друга поскольку количество технологических документов, сопровождающих разработку и эксплуатацию месторождения, велико. К каждому виду документа предъявляются различные требования по решаемым задачам, содержанию проектного документа и исходным данным, на основе которых должен составляться документ [2]. При этом необходимо подчиняться действующему регламенту.

ГГДМ, построенные на основе многочисленных вариантах прогнозов, используются для:

  • определения гидродинамического режима пласта;
  • распределения текущих запасов нефти и газа;
  • диагностики состояния разработки;
  • определения вероятного будущего режима разработки пласта и месторождения в целом.

Особенности геологического строения, размеры, стадия разработки или какие-либо иные параметры позволяют считать объектами ГГДМ:

  • участки;
  • объекты;
  • залежи;
  • месторождения.

Установлено, что для крупных месторождений, расположенных преимущественно в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, необходим свой собственный рациональных подход к моделированию, поскольку технологический режим, условия разработки, геологическое отличны от мелких месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Отличительные особенности данных месторождений заключаются в:

  • количестве скважин;
  • геологическом строении;
  • тектоническом строении;
  • наличии клиноформ;
  • наличии поднятий;
  • эксплуатации пластов с различными свойствами.

Размещение скважин по периметру месторождений неравномерно, однако большое количество пробуренных скважин дает множество информации о строении и свойствах пластов. Проводимая интерполяция при создании ГГДМ возможна и не требует множества другой информации.

Сейсмические геофизические исследования принимаются за основу при построении структурных поверхностей. Их достоверная значимость уже давно доказана интерпретаторами в геофизических компаниях.

Несомненно, построение карт эффективных толщин и параметров пласта – одна из сложных, трудоемких и трудозатратных операций при работе с ГГДМ. Пористость, проницаемость, насыщенность и др. – именно те параметры, которые оказывают огромное влияние на анализ текущей или будущей разработки. В случае, когда перед специалистом ставится задача подсчета запасов с помощью ГГДМ, исключительное внимание уделяется только нефтеносной части. Если перед специалистом имеются данные о законтурной части нефтеносности, он их также использует в работе, исключая погрешности и различные допущения.

Особое внимание специалистов разработки на данный момент сконцентрировано на трудноизвлекаемых запасах месторождений. В Западной Сибири к таким относят: баженовскую, ачимовскую, тюменские свиты, залежи с «рябчиковой структурой» и другие. К таким объектам требуется особый дифференцированный подход. При создании модели учитывают двойную пористость и проницаемость, дифференцированную изменчивость как по вертикали, так и горизонтали, учитывая данные межскважинной корреляции.

При этом для подавляющего числа технологий, в особенности физико-химических методов, отсутствуют математические модели, описывающие их взаимодействие с флюидами и породами их воздействия [1].

Таким образом, при построении модели учитывают геофизические, физико-химические данные и данные по керну. От объема, количества и достоверности полученной информации зависит качество смоделированного объекта.

При гидродинамическом моделировании выделяют 2 стадии построения:

  • Адаптация модели по истории разработки;
  • Прогнозные гидродинамические расчеты.

Суть первой стадии состоит в корректировке параметров модели и выявлении особенностей строения части пласта, невскрытого бурением, то есть уточняется представление о строении залежи. Специалист определяет режим работы залежи и распределение флюида, уточняя фильтрационно-емкостные характеристики пласта, выявляя осложнения геологического и тектонического плана.

Адаптация – обратная задача, не имеющая единственного решения. Поэтому во время проведения данной стадии необходимо умело оценить параметры объекта, определив самый корректный из них. Зачастую заказчик определяет целевые параметры, к которым специалист стремится во время решения поставленной задачи. При адаптации модели необходимо учесть требования к расчетному значению, которые содержатся в регламентах.

Многолетний опыт использования моделирования в нефтегазовой отрасли показывает, что благодаря процессу адаптации выявляются заколонные перетоки, несовершенства эксплуатационной колонны, но и в то же время зачастую специалисту не удается определить технологические параметры по причине высокой обводненности.

Результат адаптации способствует выбору применения технологий на объекте для увеличения его отдачи. На основе адаптированной модели, построенной на основе фильтрационных свойств специалист прогнозирует расчеты вариантов разработки объекта. Для максимального приближения к реальности добычи специалист – модельер скачкообразно сменяет параметры зон пласта, выбирая самую подходящую из моделей.

Прогнозные расчеты, обладающие многовариантностью, позволяют спроектировать новые сетки скважин, выбрать методику необходимого геолого-технического мероприятия, оценить обводненность и дебиты скважин, а также множество иных требуемых параметров.

Построение ГГДМ занимает большой промежуток времени, однако его эффективность доказана, благодаря качественно прогнозируемым показателям разработки, уменьшенных затрат на эксплуатацию и иных капитальных вложений.

То есть, ГГДМ – исследование, позволяющее увеличить эффективность добычи нефти, благодаря:

  • объединению большого объема различной информации в единое целое,
  • анализу параметры;
  • увеличению знаний о строении;
  • определению мероприятий, направленных на увеличение отдачи пласта;
  • прогнозу процесс разработки.
Текст статьи
  1. Закиров Р.Х. Разработка и внедрения методов воздействия на пласты на основе компьютерного моделирования/ Нефтяное хозяйство №11, 2000.
  2. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ. 2005, 688 с.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 16 октября по 22 октября
Осталось 3 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
26 октября
Загрузка в eLibrary
26 октября
Рассылка печатных экземпляров
03 ноября