Гидродинамическая Оптимизация и Увеличение Добычи (H.O.P.E.)

Разработка месторождений является сложным процессом,
включающим в себя постоянные неопределенности в работе
пласта вследствие невозможности в полной мере определить
параметры пласта и потоков в нем.

Компания TGT разработала новый метод – гидродинамическая оптимизация и увеличение добычи (hydrodynamic optimisation & production enhancement (H.O.P.E.)), с помощью которого можно определить распределение заказчиваемой жидкости или пластового флюида, выявить фронты потока флюида и определить коллекторские свойства пласта в межскважинном пространстве, чтобы уменьшить неопределенности до минимума, а также для того, чтобы интегрировать реальные параметры в модель, откалибровать ее, оценить и улучшить проект разработки месторождения.



Метод H.O.P.E.

состоит из

4 ЭТАПОВ

01


Первым этапом является сбор данных и разработка мероприятий. На данном этапе происходит сбор скважинных и пластовых данных, определяются рабочие ячейки, а также идет подготовка к регистрации данных.

02


Вторым этапом является регистрация данных. На этом этапе проводится межскважинная гидротомография для определения неоднородности, непрерывности пласта, вытеснения фронта флюида и других свойств, таких как динамическая проницаемость, сжимаемость, гидроповодность и проводимость пород.

03


На третьем этапе выполняется анализ и интерпретация данных. Результат интегрируется в геологическую модель. (Перераспределение потоков в пласте и (или) распределение закачиваемой жидкости, определение свойств межскважинного пространства, коэффициент охвата и вытеснения т.д.)

04


На четвертом этапе происходит интеграция данных в модель. Компания TGT тесно сотрудничает с заказчиками и оказывает консультативные услуги по применению новых данных в модели, калибровке трехмерной модели и адаптации истории закачки/добычи. Также, компания TGT предлагает свои услуги по изучению влияния на увеличение добычи и возможности ее оптимизации, используя зарегистрированные данные.



Watch Video

Калибровка трехмерных геологической
и динамической моделей (3D-MC*)

SPE

Концепция


Image 1


Модели пласта строятся с учетом того, что поток в пласте всегда определяется проницаемостью, а коэффициент охвата и КИН могут ввести в заблуждение. Неоднородность пласта наблюдается по всему месторождению, границы разделов могут проявляться сильнее, чем показано на сейсмических данных, либо сама зона может быть нарушена, что, к примеру, приводит к серьезным ошибкам в адаптации истории работы пласта и последующем прогнозировании.

Калибровка трехмерных геологической и динамической моделей (3D-MC*) является методом мелкосеточного детального моделирования на основе фактических профилей притока и насыщенности, полученных при помощи технологий компании TGT, которые применяются для калибровки свойств пласта вдоль траектории ствола скважины. Основной особенностью метода 3D MC является процедура калибровки профилей добычи/закачки и насыщенности вдоль стволов скважин, в которых были проведены исследования. В данном случае метод 3D-MC* максимально увеличит уже имеющееся значение.



Аппаратура и программные средства


SNL-9 HPT

Indigo PL Suite Indigo PNN
Termosim


МЕТОДОЛОГИЯ

  • КАЛИБРОВКА МЕЛКОСЕТОЧНОЙ ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПО ЗНАЧЕНИЮ ПОТОКА
  • АДАПТАЦИЯ МОДЕЛИ ПО ДАННЫМ ИСТОРИИ ДОБЫЧИ/ЗАКАЧКИ И ПОСТРОЕНИЕ СЦЕНАРИЯ ПОТОКОВ В ПЛАСТЕ

КРИТЕРИИ ОТБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

  • НЕДОСТАТОЧНОЕ СООТВЕТСТВИЕ МЕЖДУ ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛЬЮ И ПРОМЫСЛОВЫМИ ДАННЫМИ

НЕОБХОДИМЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ОТБОРА

  • ИСТОРИЧЕСКИЕ И МОДЕЛЬНЫЕ ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ СКВАЖИН
  • ОТМЕТКИ ПЕРЕСЕЧЕНИЯ СКВАЖИН С ПЛАСТАМИ И ПЕРФОРАЦИИ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ МЕРОПРИЯТИЙ

  • СТРУКТУРНЫЕ КАРТЫ ЗАЛЕЖИ С РАСПОЛОЖЕНИЕМ СКВАЖИН НА КРОВЛЕ И КОНТУРОВ ГАЗОНЕФТЯНЫХ И ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
  • ПРОМЫСЛОВЫЕ И ТЕСТОВЫЕ ДАННЫЕ ПО ОТОБРАННЫМ СКВАЖИНАМ
  • ДАННЫЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
  • ОТМЕТКИ ПЛАСТОПЕРЕСЕЧЕНИЯ СКВАЖИН

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИНТЕРПРЕТАЦИИ И АНАЛИЗА

  • ПРОФИЛИ ПРИТОКА/ОТТОКА (QZI)
  • ЗОНЫ ПРОРЫВА ВОДЫ/ГАЗА В ПРОФИЛЯХ НАСЫЩЕННОСТИ (ВЫТЕСНЕНИЕ)
  • КАРОТАЖНЫЕ КРИВЫЕ ОТКРЫТОГО СТВОЛА В ФОРМАТЕ LAS (ЛИТОЛОГИЯ, ПОРИСТОСТЬ, НАСЫЩЕННОСТЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ)
  • ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МЕЛКОСЕТОЧНАЯ МОДЕЛЬ УЧАСТКА/МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ФОРМАТЕ PETREL ИЛИ RESCUE
  • ДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ БЛОКА/МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ФОРМАТЕ ECLIPSE

ПОЧЕМУ ДЕТАЛЬНАЯ ТРЕХМЕРНАЯ СЕТКА?


Современные геологические модели строятся, как правило, на детальной сетке (с размером ячеек 20 – 50 м или менее). Моделирование в масштабах всего месторождения производятся обычно на основе укрупненной сетки (100 – 300 м) с тем, чтобы сэкономить время на вычисления и усреднить значения расчетного давления/насыщенности для сведения к минимуму фактора неопределенности в данных по скважинам. Укрупнение ячеек в модели целесообразно применять для однородных однопластовых коллекторов. Однако, в случаях, когда коллектор имеет неравномерный профиль проницаемости или несколько пропластков, укрупнение ячеек может в значительной степени исказить реальную картину движения жидкости, что часто приводит к ошибочному описанию потоков флюида в пласте.

Из приводимого ниже рисунка видно, что при использовании схемы движения воды на укрупненной сетке может быть упущен момент фактического прорыва воды на добывающей скважине. Это происходит в случаях, когда при укрупнении модели размывается профиль проницаемости и моделируемое движение жидкости распространяется на пропластки, которые в действительности не работают.

Fine-grid simulations

Очевидно, что мелкосеточные модели не будет обладать практической ценности только в том случае, если схема движения жидкости откалибрована по результатам замеров фактического профиля притока в коллекторе.

В КАКИХ ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДИТСЯ АДАПТАЦИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА?


Причина 1 – Сложный профиль движения жидкости в коллекторе

Фактический расход жидкости при движении по коллектору в основном зависит от проницаемости, пластового давления и скин-фактора, причем все указанные параметры могут изменяться в интервалах добычи/закачки. В отличие от данных по проницаемости и давлению, надежные результаты замеров, характеризующих изменение значений скин-фактора по стволу скважины, отсутствуют. Без предварительной калибровки профиля притока программные средства гидродинамического моделирования будут рассчитывать движение жидкости по пропласткам в соответствии с профилями проницаемости и давления. В действительности, не все пропластки принимают воду и по той схеме, которая рассчитывается в соответствии модели проницаемости.

На приведенной ниже иллюстрации отображен случай, когда некалиброванная модель (слева) не воспроизводит поступление воды из нижней части пласта (справа), в результате чего возникают трудности в обосновании раннего прорыва воды на соседней добывающей скважине.

Matching the flux Reason 1

Причин прорыва воды по пластам с более низкой проницаемостью может быть несколько. Но после того, как фактический профиль движения жидкости в коллекторе будет замерен скважинными приборами, и полученные данные использованы для калибровки трехмерной модели, достоверность прогнозов добычи несомненно возрастет.

Причина 2 – Заколонные циркуляции

На практике закачиваемая вода зачастую поступает по каналам, расположенным выше и/или ниже интервалов перфорации, внося, таким образом, значительные отклонения в профиль притока жидкости по коллектору по сравнению с тем, который был рассчитан на основе входных параметров трехмерной модели.

На приведенной ниже иллюстрации показано, как большая часть закачиваемой воды перетекает вверх по заколонному пространству по направлению к пласту с более низкой проницаемостью. Дальнейшие исследования показали, что это было вызвано интенсивной выработкой верхнего горизонта на данном участке и, как следствие, зоной пониженного давления.

Matching the flux Reason 2_1

Осложнения подобного характера могут возникать и в добывающих скважинах: флюид зачастую распространяется по неперфорированному пропластку, а при достижении ствола скважины, устремляется вверх или вниз, по направлению к перфорационным отверстиям. На приводимой ниже иллюстрации показано поступление воды из нижнего горизонта.

Matching the flux Reason 2_2

Приведенные выше примеры создают определённые сложности при адаптации и вынуждают разработчиков модели задавать локальные множители проницаемости и «несоседние соединения», в результате чего динамическая модель еще больше расходится с реальностью.

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА


Фактический профиль притока в коллекторе может быть рассчитан по результатам спектральной шумометрии и моделирования температуры вдоль ствола скважины путем расчёта из разницы показаний динамической и статической температур.

Метод спектральной шумометрии позволяет обнаруживать рабочие пропластки за колонной (даже при спуске прибора внутри колонны НКТ). Однако при этом требуется оценка интенсивности потока в каждом пропластке с использованием температурного моделирования, т.к. при помощи амплитуды шума не всегда можно с достаточной точностью оценить интенсивность потока. Метод оценки интенсивности потока основан на численном моделировании профиля температуры в стволе скважины при установившемся динамическом режиме (от нескольких часов и более) и установившемся статическом режиме (как правило, 4-5 суток).

На приведенной ниже иллюстрации показано, что температура закачки не дает четкого отклика в интервалах закачки за колонной, а статическая температура распределена по интервалам перфорации под воздействием эффекта теплопереноса, в связи с чем для определения фактического местоположения рабочих пропластков требуется проведение спектральной шумометрии.
Таким образом, совокупность методов шумометрии и термометрии свидетельствуют о том, что закачка равномерно распределяется между двумя узкими прослоями (крайняя справа панель).

Measuring flux

Совокупность подобных измерений составляет основу технологии детального мелкосеточного моделирования.

ПОЧЕМУ ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАСХОДОМЕТРИЕЙ НЕДОСТАТОЧНО?


При стандартном исследовании профиля притока, основанном на показаниях расходометрии, замер профиля добычи/закачки осуществляется в стволе скважины, но этот метод не позволяет учитывать перераспределение потока за колонной и не может использоваться для целей калибровки трехмерной модели.

Пример 1 – Перераспределение жидкости за колонной

На приведенной ниже иллюстрации видно, что фактически флюид поступает через все перфорационные отверстия только по одному пропластку.

Combining with PLT Case1

Даже в тех случаях, когда закачка/добыча осуществляются в границах интервала перфорации, на практике расходометрия зачастую является источником ошибочных представлений относительно режима работы коллектора.

Трещины и размывы цементного кольца приводят к образованию буферной зоны, через которую поток жидкости из нижней зоны А4 проходит через все интервалы перфорации, создавая ложное впечатление, что зоны А2, А3 и А4 также участвуют в добыче.

Пример 2 – Заколонный переток

На приведенной ниже иллюстрации показано поступление воды из нижнего горизонта.

Combining with PLT Case2

Профиль расходометрии показывает поступление нефти и воды через интервалы перфорации, но не учитывает того, что участок пласта в интервале перфорации работает только нефтью, а вся вода поступает из нижнего горизонта по заколонному пространству.

КАЛИБРОВКА НАСЫЩЕННОСТИ


Остаточная насыщенность зависит от потока и относительной фазовой проницаемости пород.
После адаптации профиля притока можно садаптировать относительные фазовые проницаемости для правильного описания насыщенности на основе результатов исследования.

На приводимой ниже иллюстрации видно, что закачиваемая вода находится на половине пути к добывающей скважине, в то время как диаграмма насыщенности указывает на ранний прорыв воды в нижнем горизонте.

Saturation calibration1

Замеры и калибровка профиля притока подтверждают равномерное распределение воды между двумя пропластками. После этого наступает этап, на котором требуется внесение поправок в относительные фазовые проницаемости.

На приведенной ниже иллюстрации показано, что относительная проницаемость по воде была изменена, в результате удалось правильно воспроизвести в модели результаты замеров насыщенности.

Saturation calibration2

Важно отметить, что при применении технологии MGFM замеры насыщенности используются только для определения обводненных пропластков, причем фактическое значение насыщенности не учитывается, т.к. оно зачастую может быть неточным.