 |
|
Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей
Этап создания цифровых фильтрационных моделей начинается после построения адресной геолого-математической модели и проведения необходимого анализа геолого-промысловой информации и данных геофизического контроля об объектах разработки.
Исходные данные разделяются на следующие основные группы:
· данные о структуре моделируемого объекта (геометрические), включающие в себя данные о контактах флюидов (ГВК, ГНК, ВНК);
· сведения о количестве геологических слоев и распределении фильтрационно-емкостных параметров в них (коэффициентов пористости, проницаемости);
· информация о слоепересечениях, интервалах перфорации, включая инклинометрические данные);
· данные о первоначальном насыщении коллекторов фазами и о начальном пластовом и давлении насыщения продуктивных пластов;
· результаты анализа компонентного и фракционного состава пластовых флюидов и пластовых пород, PVT свойства флюидов;
· исследования и определения абсолютных проницаемостей и относительных фазовых проницаемостей, кривых капиллярного давления, межфазного натяжения и данные о напряженном состоянии пласта и упругоемкости пород пласта;
· промысловые данные о состоянии фонда скважин, дебитах и приемистости, обводненности добываемой продукции, газовом факторе;
· данные контроля за разработкой (замеры текущего пластового давления, результаты исследования скважин на стационарном и нестационарном режимах, определения скин-фактора, данные ГИС-контроля, дебитометрии и расходометрии);
· гидрогеологические и геокриологические данные о залежи.
Решение о выборе математической модели, наиболее адекватно описывающей процесс разработки залежи, принимается после анализа приведенных выше исходных данных с учетом режимов разработки нефтяной (газонефтяной) залежи.
Упомянутые выше первые три группы данных для гидродинамической модели передаются из ранее построенной геолого-математической модели, а именно:
а) структурно-геометрические параметры пласта в сеточном виде:
· данные о системе и ориентации координатных осей пространства;
· число ячеек (узлов) по осям координат Х, Y и Z;
· для равномерной прямоугольной сетки - размеры блоков ячеек Х, Y, и Z;
· для неравномерной прямоугольной сетки - размеры блоков (ячеек) по координатам Х, Y и Z;
· в случае неравномерной сетки с геометрией Corner Point (угловой точки) - файл, в котором приведены соответствующие данные;
· распределение коллектор - неколлектор в сеточном виде (дополнительно могут быть переданы поля толщин глинистых перемычек);
· геометрические координаты нарушений (разломы и т.д.) пласта.
б) сеточные фильтрационно-емкостные параметры пласта:
· поле коэффициента эффективной насыщенной толщины пласта и/или эффективные насыщенные толщины;
· поле коэффициента открытой пористости;
· поля (тензоры) абсолютной проницаемости в направлении Х, Y и Z.
в) в сеточном виде - данные об инклинометрии, слоепересечениях, интервалах перфорации и координатах устьев скважин;
г) сеточные данные о характере насыщения объекта:
· расположение контуров нефте и газоносности;
· поле (сетка) эффективных нефтенасыщенных толщин;
· поле (сетка) эффективных водонасыщенных толщин;
· поле (сетка) эффективных газонасыщенных толщин;
· поля (сетки) нефте, водо и газонасыщенностей.
К промысловым и аналитическим (лабораторным) данным для фильтрационного моделирования относятся:
а) промысловые данные:
· идентификатор (номер) скважины;
· сеточные координаты скважин (передаются из геолого-математической модели);
· данные о накопленном и годовом отборах (нагнетании) по скважинам и по фазам (нефть, вода, газ), дебитах (приемистости) скважин по фазам;
· фактический и приведенный радиусы скважин, скин-фактор;
· устьевые, забойные и пластовые давления с указанием интервалов и дат замеров;
· дебиты и коэффициенты продуктивности;
· начальные пластовые давления и температура;
· технологические режимы работы скважин;
· число рабочих дней скважин по месяцам (кварталам, годам);
· мероприятия, проведенные на скважине (капитальные ремонты, ОПЗ, РИР);
· результаты и обработка данных гидродинамических исследований скважин (на стационарных режимах, КВД, КВУ);
· данные о дебитометрии, расходометрии, термометрии;
· данные ГИС-контроля за разработкой;
· сведения о техническом состоянии скважин и режимах их работы (способы подъема жидкости, характеристики применяемых насосов, высота их подвески, состояние цементного камня, данные по перфорации и т.д.);
· данные о кустовых пунктах сбора продукции.
б) аналитические данные:
· для пластовой - нефти компонентный и фракционный состав пластовой и сепарированной нефти с указанием физико-химических характеристик фракций, компонентный состав газа сепарации, начальное газосодержание, давление насыщения при пластовой температуре, динамика объемного коэффициента, газосодержания, коэффициента сжимаемости и др. по результатам дифференциального разгазирования;
· для свободного газа (газовая «шапка») - компонентный состав до бутанов включительно с указанием молярной доли группы С5+ высшие, физико-химическая характеристика дебутанизированного конденсата (группы С5+ высш.), потенциальное содержание группы С5+ высшие в пластовом газе;
· физико-химические свойства пластовой воды (вязкость, коэффициент сжимаемости, плотность, минерализация и др.);
· определения коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости по образцам горной породы (кернам);
· определенные лабораторными испытаниями относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления.
Входными данными для фильтрационного моделирования являются также результаты анализа разработки, включающие:
· анализ состояния фонда скважин;
· распределение добывающих скважин по дебитам нефти, обводненности и загазованности добываемой продукции;
· анализ причин отклонения текущих показателей разработки от проектных;
· построение характеристик вытеснения.
При моделировании наклонных и горизонтальных скважин дополнительно задаются:
· траектория наклонной и горизонтальной скважины и длина наклонного и горизонтального ствола, слоепересечения коллекторов пласта;
· интервалы притоков пластовых флюидов.
Данные, приведенные выше, достаточны для построения фильтрационных моделей нелетучей нефти типа Маскета-Мереса (или black oil model), применительно к трехфазной фильтрации (нефть, газ, вода). При этом возможно растворение газовой фазы в нефтяной и водной фазах, а нефтяной - в газовой фазе.
При построении более сложных моделей фильтрации для методов увеличения нефтеотдачи (МУН), описания трещиновато-пористого коллектора и учета многокомпонентности системы пластовых флюидов необходимо применение соответствующей теории и дополнительных исходных данных.
3.2.1. Преобразование параметров геологической модели в параметры фильтрационной сеточной модели
Для правильного моделирования интересующей области пласта первостепенное значение имеет учет изменчивости фильтрационных и емкостных свойств горных пород, а также учет пространственной геометрии строения продуктивных пластов и их прерывистости.
В неоднородном по толщине, проницаемости и другим физическим свойствам пласте, но выдержанном по площади процесс вытеснения нефти водой происходит во всех участках, но с различной скоростью в зависимости от изменения физических свойств. Иной характер приобретает процесс в невыдержанном пласте, характеризующемся прерывистостью в том или ином виде. Реальные пласты могут иметь линзовидную структуру, возможно расслоение коллекторов на отдельные пропластки, их выклинивание и т.д. [45] В конечном итоге это приводит к потерям при извлечении запасов нефти.
Прерывистость пласта может возникнуть в результате дизъюнктивных нарушений. Во многих же случаях прерывистость пласта является результатом влияния совокупности различных факторов на процесс осадконакопления [90].
Даже детальные геологические модели, состоящие из миллионов ячеек, не могут отобразить фактическое строение пластов в пространстве между скважинами. Создаваемые вероятностные модели являются в большинстве случаев неоднородными, но непрерывными между скважинами. Эти модели не отражают прерывистость коллекторов, в результате чего определенные на их основе КИН слабо зависят от плотности сетки скважин. При переходе от трехмерной геологической модели, которая может состоять из десятков миллионов ячеек, к гидродинамической модели, состоящей из нескольких десятков или сотен тысяч ячеек, происходит загрубление изменчивости свойств пласта.
В общем случае учет неоднородности пласта при переходе от геологической модели к гидродинамической производится, по крайней мере, двумя методами:
1) построением модифицированных фазовых кривых, учитывающих неоднородность песчаных пачек по проницаемости;
2) путём расчёта коэффициента охвата пласта по выбранной схеме расположения скважин, учитывающего прерывистость пластов [80].
В настоящее время, при осреднении геологических моделей, устоявшейся практикой их подготовки к гидродинамическому моделированию процесса разработки является деление модели на примерно равные интервалы, количество которых определяется возможностями используемых программно-технических средств, и осреднение характеристик ФЕС в пределах этих интервалов. При таком осреднении часто размывается и исчезает прерывистость пластов.
Для повышения качества создаваемых геолого-технологических моделей должна быть существенно усилена роль специалистов-геологов для проведения детальной корреляции моделируемых объектов, составления структурных и литологических моделей. Детальная корреляция разрезов скважин является основным методом изучения внутреннего строения недр, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин с целью выделения в разрезах и прослеживания по площади пластов-коллекторов и непроницаемых прослоев между ними [15].
Одним из способов изучения детального геологического строения продуктивного пласта является сопоставление разрезов скважин по методу зональной корреляции [45,63]. Зональная корреляция состоит в сопоставлении лишь разреза продуктивного пласта и выделении в пределах его отдельных зон, характеризующихся общими литолого-физическими свойствами, распространенными по площади, и известными различиями по вертикали. Детальную, или зональную, корреляцию осуществляют по отношению к одному или нескольким выбранным реперным горизонтам. Чем больше реперных горизонтов удается использовать при корреляции, тем точнее получаются результаты. В разрезах скважин пласты коллекторы и непроницаемые разделы между ними выделяют, используя кондиционные пределы коллекторов [15].
В отдельных скважинах наблюдается частичное слияние выделенных зон, а иногда все интервалы, соединяясь вместе, образуют один монолитный проницаемый пласт. Выделение таких зон в пределах продуктивного пласта позволяет получить более детальное представление о геологическом строении его и построить зональные карты, являющиеся основой для проектирования и корректировки принятой системы разработки, а также для применяемых мероприятий по воздействию на пласт.
Для проектирования разработки месторождения, а также для подсчета запасов следует при проведении детальной корреляции выделять зональные интервалы малой толщины, а не ограничиваться расчленением разреза отложений только на несколько крупных пачек. Практика показывает, что минимальные толщины слоев, выделяемые для этой цели, составляют примерно 0,5—1,0 м. Эти величины и можно считать определяющими для выделения отдельных зональных интервалов [45].
В любом случае при выборе числа зональных интервалов продуктивных пластов в геологической и соответствующей ей фильтрационной модели не следует проводить такого укрупнения, при котором часть глинистых разделов с толщинами 0,5—1,0 м и более окажется поглощенной соседними зональными интервалами.
Для характеристики прерывистости пласта необходимо определить распространение по площади каждого выделенного зонального интервала или слоя. Согласно существующим правилам горной геометрии, граница распространения зонального интервала на карте проводится на половине расстояния между двумя соседними скважинами, в разрезе одной из которых данный зональный интервал присутствует, а в другой уже выклинивается. Как уже отмечалось, в отдельных скважинах некоторые зональные интервалы сливаются между собой и образуют на площади их распространения зоны слияния. Границы этих зон на картах устанавливаются по той же методике, что и при проведении границ распространения зональных интервалов.
Области выделенных зональных интервалов заполняются соответствующими им ячейками сетки геологической модели с сохранением всех выделенных непроницаемых границ.
Обычно сетка геологической модели, используемая в современном программном обеспечении, имеет большую размерность, порядка миллионов сеточных блоков. Непосредственное использование такой сетки, оцифрованной соответствующими фильтрационно-емкостными параметрами, в фильтрационной модели практически не дает возможности производить многовариантные расчеты прогноза технологических показателей. Поэтому размерность сетки геологической модели понижают на 1-2 порядка с помощью соответствующих процедур осреднения.
При совпадении сеток геологической и фильтрационной модели ввод данных выполняется непосредственно из геолого-математической модели. Если геологическая сетка данных не построена, ее построение и наполнение производится с использованием карт соответствующих параметров различными средствами (графическими, программными, вручную, в том числе и средствами, входящими в состав фильтрационной модели).
Распространенным методом осреднения параметров детальной геологической сетки на ячейки укрупненной геологической сетки является технология перемасштабирования - Upscaling. В этом случае средние значения пористости вычисляются путем арифметического осреднения, осреднение насыщенности осуществляется методом взвешивания параметра по поровому объему. Для получения значений проницаемости блоков в технологии Upscaling используется метод диагонального тензора проницаемости, построенный на численном решении уравнения фильтрации однофазной несжимаемой жидкости для каждого блока фильтрационной модели. Для каждого блока динамической сетки решается задача фильтрации однофазной несжимаемой жидкости в трех направлениях. Этот метод позволяет получать анизотропное поле проницаемости, отражающее наличие в разрезе тонких пропластков - неколлекторов и коллекторов с различными свойствами.
Следует иметь в виду, что методы осреднения можно применять только в пределах областей проницаемых пород коллекторов и не следует проводить осреднение свойств пачек, включающих непроницаемые разделы с толщинами более 0,5-1,0 метра.
В настоящее время проблеме осреднения уделяется большое внимание, ей посвящено огромное количество публикаций. Однако корректное решение проблемы осреднения уравнений многофазной фильтрации отсутствует. Поэтому алгоритмы осреднения, используемые в современных программных пакетах, в той или иной степени имеют приближенный характер, и процедура преобразования сетки геологической модели в сетку фильтрационной модели требует в каждом конкретном случае индивидуального подхода и проведения специальных тестовых расчетов. В качестве первого тестового расчета проводится проверка совпадения геологических запасов геологической и фильтрационной моделей.
Появление в последнее время современных программ гидродинамического моделирования, высокопроизводительных компьютеров с тактовой частотой свыше трех гигагерц и параллельных кластерных вычислительных систем позволяет создавать и эффективно рассчитывать фильтрационные модели, насчитывающие несколько миллионов ячеек, тем самым, сводя к минимуму процедуру осреднения при преобразовании параметров геологической модели в параметры фильтрационной сеточной модели.