Оптимизация размещения и порядка бурения многоствольных скважин в процессе мониторинга разработки Кравцовского месторождения
Информация - География
Другие материалы по предмету География
шения kX),/kr В модели, использованной в проектном документе, это отношение принято равным 10.
Для целей мониторинга специалистами ЦГГМ в 2005 г. была создана постоянно действующая геолого-технологическая модель месторождения. Мониторинг разработки включает:
- ежемесячное пополнение геолого-промысловыми данными
- сопровождение в реальном масштабе времени бурения каждой скважины с корректировкой траектории стволов;
- уточнение геологического строения и модели в процессе бурения новой скважины;
- настройку модели по результатам каждого гидродинамического исследования;
- постоянное обновление (оптимизацию) реализуемой системы разработки месторождения (непрерывное проектирование), предусматривающее уточнение местоположения скважин, их конструкции и режимов эксплуатации.
Моделирование осуществляется с использованием программных комплексов RMS и Tempest MORE норвежской компании ROXAR. Параметры эксплуатируемых в ЦГГМ цифровых геологической и гидродинамической моделей приведены в табл. 1.
МодельРазмеры ячеек, мЧисло
XУzстолбцовстрокслоевячеекГеологическая50500,215620639112565176Гидродинамическая1001000,4-0,8 (НЗ)7810378626652
0,8-5,2 (ВЗ)Примечание. НЗ, ВЗ - соответственно нефтяная и водяная зона.
Гидродинамическая модель двухфазная, трехмерная, изотермическая. Жидкости и поровая среда сжимаемы. Ремасштабирование геологической модели в гидродинамическую проведено таким образом, чтобы сохранить алевритистые прослои в неизменном виде, поскольку они существенно влияют на направления потоков жидкостей в пласте. Кроме того, они в значительной степени определяют анизотропию пласта по проницаемости. Настройка гидродинамической модели проводилась на основании исследований расчетной и фактической динамики пластовых давлений и была начата с проверки гипотез о режиме залежи, т.е. о путях поступления в нее воды. Были рассмотрены три основных варианта: латеральное продвижение законтурных вод в залежь (по напластованию); продвижение вод преимущественно снизу; смешанное продвижение вод. Контроль проводился по фактическим пластовым давлениям в скважинах, причем расчетные давления сравнивались с давлениями, замеренными манометром с учетом времени простоя скважин на замере, т.е. моделировались кривые восстановления давлений (КВД) в скважинах.
Исходя из опыта разработки подобных месторождений и данных фактических замеров, получили прогнозную динамику среднепластового давления. Расчеты показали, что динамику фактических пластовых давлений можно удовлетворительно повторить только при продвижении в залежь воды преимуще-ственно снизу. При значительном снижении проницаемости глинистых прослоев (ниже 0,5х103 мкм2) пластовое давление в зоне отбора уменьшается намного быстрее, чем фактически, даже после введения в верхнюю часть модели залежи выдержанных, выходящих далеко в законтурную зону суперколлекторов проницаемостью 2,5-3 мкм2 (рис. 4). В настроенной модели проблема пластовых давлений решена путем повышения проницаемости глинистых прослоев от 0,5-103 до (2-10)103 мкм2 и увеличения проницаемости по напластованию в 1,5 - 2 раза. Это решение подтверждено настройкой модели по данным гидродинамических исследований путем воспроизведения КВД и индикаторных диаграмм (ИД).
Настройка модели по КВД и ИД особенно важна в начальный период разработки залежи, когда он очень мал. Результаты гидродинамических исследований скважин по сути являются кратковременной историей разработки. Использование гидродинамической модели для определения параметров пласта (численный метод интерпретации) по данным исследования скважин по сравнению с аналитическими методами имеет существенные преимущества, заключающиеся в максимальном учете реальных геометрических характеристик пласта, скважин и состояния разработки залежи. Численные методы особенно эффективны при обработке результатов гидродинамических исследований горизонтальных и многоствольных скважин. На рис. 5 показаны расчетные и фактические КВД по горизонтальной скв. 8. Настройка проводилась путем подбора проницаемости пластов по горизонтали и вертикали, в том числе вертикальных проницаемостей глинистых прослоев. Для оценки степени неоднозначности решения обратной задачи были сделаны попытки выполнить настройку при различных значениях горизонтальных и вертикальных проницаемостей. Оказалось, что вариант удовлетворительной настройки (настроены и ИД, и КВД) практически единственный. Например, не удалось настроить по скв. 8 ИД и КВД одновременно при увеличении горизонтальной проницаемости в 10 раз в районе скв. 8. Это позволяет сделать вывод о том, что настройка скважин по ИД и КВД дает возможность достаточно достоверно оценить анизотропию продуктивного пласта по проницаемости.
В табл. 2 приведены отношения kxv/kz по скважинам, в которых гидродинамические исследования были выполнены с удовлетворительным качеством.
Таблица 2
Модельная проницаемость0,3720,2390,1730,1200,3010,126Расчетное отношение1,011,031,058,334,147,12Важный вывод заключается в том, что анизотропия по проницаемости - непостоянная величина, а изменяется по площади от 1,01 до 8,33, составляя в среднем 3,8. По расчетам на модели более 90 % нефти вытесняется снизу вверх, т.е. путем подъема ВНК. Под скважинами при этом происходит опережающее продвижение воды вверх - образуются так называемые гребни обводнения. Они тем резче, чем меньше анизотропия по проницаемости и нефтенасыщенная толщина пласта. Образование гребней обводнения - нежелательный, но неизбежный процес?/p>