Методы адаптации гидродинамических моделей на основе моделирования околоскважинных зон тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Пятибратов, Петр Вадимович

• Пятибратов, Петр Вадимович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пятибратов, Петр Вадимович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОВ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОН ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ.

1.1. Обоснование необходимости учета вероятностно-статистических характеристик результатов исследований кернового материала и интерпретации промысловой геофизики при адаптации гидродинамических моделей.

1.2. Анализ влияния на добывные возможности скважин техногенных процессов, протекающих в пласте при снижении забойного давления.

1.2.1. Физические процессы, протекающие в околоскважинных зонах.

1.2.2. Обобщение результатов лабораторных исследований изменения ФЕС от эффективного давления.

1.2.3. Обобщение результатов промысловых исследований добывных возможностей скважин при снижении забойного давления.

1.2.4. Анализ моделей притока флюидов к скважине и алгоритмов идентификации их параметров.

1.3. Адаптация гидродинамических моделей нефтяных пластов. Постановка задач исследований.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ЗНАЧЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ.

2.1. Постановка и решение задачи оценки проницаемости околоскважинных зон слоисто-неоднородного пласта с учетом геофизических данных и гидродинамических исследований скважин на основе использования принципа максимального правдоподобия.

2.2. Метод автоматизированной адаптации гидродинамических моделей.

2.3. Методика автоматизированного решения задач адаптации гидродинамических моделей.

3. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ В СЛУЧАЕ СНИЖЕНИЯ ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ СКВАЖИН ПРИ РОСТЕ ДЕПРЕССИИ.

3.1. Способ поиска параметров нелинейных моделей притока.

3.2. Способ адаптации гидродинамических моделей в случае снижения добывных возможностей скважин при росте депрессии.

4. АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТАННЫХ СПОСОБОВ И МЕТОДОВ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ.

4.1. Решение задачи оценки проницаемости околоскважинных зон для слоисто-неоднородного пласта БВ5 южной залежи Ван-Еганского месторождения.

4.2. Апробация способа адаптации гидродинамических моделей в случае снижения добывных возможностей скважин при росте депрессии для условий пласта Фм Озерного месторождения.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы адаптации гидродинамических моделей на основе моделирования околоскважинных зон»

В ряде случаев, прогноз показателей разработки нефтяных месторождений, проводимый на основе гидродинамических моделей, обладает низкой достоверностью. Среди причин низкой достоверности гидродинамических расчетов можно выделить, во-первых, неопределенность значений фильтрационно-емкостных параметров гидродинамической модели нефтяного пласта, во-вторых, недостаточно полный учет техногенных процессов, возникающих при снижении пластового давления, таких как деформационные, кольматации, облитерации и роста газонасыщенности.

Недостаток исходной информации и стохастическая природа геологических объектов обусловливают существенную неопределенность в оценке фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора. До настоящего времени не решалась задача адаптации гидродинамических моделей с учетом вероятностно-статистического характера фильтрационно-емкостных свойств. Это может приводить к низкой достоверности гидродинамических расчетов вследствие неопределенности ФЕС модели. Кроме того, при поиске значений корректируемых параметров пласта не использовались методы оптимизации, что приводит к значительной трудоемкости решения задачи адаптации.

При снижении забойного давления в добывающих скважинах указанные выше техногенные процессы приводят к изменению ФЕС пласта, в наибольшей степени в околоскважинной зоне. Действительно, на ряде месторождений наблюдается существование, так называемой критической депрессии, превышение которой приводит к снижению добывных возможностей скважин. Такой характер изменения дебитов скважин и показателей разработки не может быть получен в результате расчетов с использованием современных пакетов по гидродинамическому моделированию, где предполагается, что движение жидкости в неоднородной пористой среде следует обобщенному закону Дарси.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на разработку методов адаптации гидродинамических моделей с учетом вероятностно-статистического характера проницаемости и её изменения в процессе разработки месторождения.

Заявленная цель работы определяет ее основные задачи, к которым относятся:

• Анализ особенностей результатов исследований кернового материала и интерпретации геофизических исследований, которые необходимо учитывать при адаптации гидродинамических моделей.

• Обобщение результатов лабораторных исследований изменения ФЕС от эффективного давления и промысловых исследований добывных возможностей скважин при снижении забойного давления.

• Анализ моделей притока флюидов к скважине и алгоритмов идентификации их параметров.

• Обоснование необходимости моделирования околоскважинных зон для адаптации гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

• Постановка и решение задачи оценки проницаемости околоскважинной зоны слоисто-неоднородного пласта с учетом вероятностно-статистического характера значений фильтрационно-емкостных параметров.

• Разработка способа адаптации гидродинамических моделей нефтяных месторождений в случае снижения добывных возможностей скважин при росте депрессии.

• Разработка метода автоматизированной адаптации гидродинамических моделей.

• Разработка методики автоматизированного решения задач адаптации гидродинамических моделей, учитывающей вероятностно-статистический характер проницаемости слоев слоисто-неоднородного пласта.

• Апробация разработанных алгоритмов для условий реальных пластов.

Исследованию и решению указанных задач посвящено основное содержание диссертации. Теоретической базой исследований, представленных в данной диссертации, являются, прежде всего, работы Х.Азиза и Э.Сеттари [1], М. Маскета [39], Ю.П. Желтова [26, 27], А.Т. Горбунова [19], В.М. Добрынина [22, 23], В.Н. Николаевского [50-52], М.М. Саттарова [61], Э.С. Закирова [29] и др., заложивших научные основы влияния на ФЕС техногенных процессов, возникающих при изменении пластового давления; закономерностей вероятностного распределения ФЕС в пласте и решения обратных задач на основе фактических данных эксплуатации скважин.

Основное содержание работы приведено в четырех главах. В первой главе проведен анализ особенностей результатов исследований кернового материала и интерпретации геофизических исследований, которые необходимо учитывать при адаптации гидродинамических моделей; проведено обобщение результатов лабораторных исследований изменения ФЕС от эффективного давления и промысловых исследований добывных возможностей скважин при снижении забойного давления; обоснована необходимость моделирования околоскважинных зон для адаптации гидродинамических моделей; постановлены задачи исследований.

Вторая глава посвящена решению задачи оценки проницаемости околоскважинных зон слоисто-неоднородного пласта с учетом геофизических данных и гидродинамических исследований скважин на основе использования принципа максимального правдоподобия. Также в главе разработан метод автоматизированной адаптации гидродинамических моделей, основанный на взаимодействии моделей фильтрации и оптимизации. Разработана методика, включающая указанную задачу и метод.

В третьей главе предложен способ адаптации гидродинамических моделей в случае снижения добывных возможностей скважин при росте депрессии. Способ основан на построении зависимости проницаемости околоскважинной зоны от забойного давления. В главе предлагается способ поиска параметров нелинейных моделей притока, основанный на приближенной лианеризации соответствующих формул.

Четвертая глава содержит решение задачи оценки проницаемости околоскважинных зон слоисто-неоднородного пласта с учетом вероятностно-статистического характера фильтрационно-емкостных параметров и апробацию способа адаптации гидродинамических моделей в случае снижения добывных возможностей скважин при росте депрессии.

Основные результаты диссертации опубликованы в работах [46-48, 60] и докладывались на на 1-ой международной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пластов», Москва, 2003 и 6-ой научно-технической конференции-выставки «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, Россия, 2005.

Диссертация выполнялась на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под научным руководством Бравичевой Т.Б., которой автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы и помощь, оказанные в период подготовки работы.

Автор выражает свою признательность проф. Мищенко И.Т., проф. Ермолаеву А.И., а также коллективу кафедры за консультации и поддержку в работе.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Пятибратов, Петр Вадимович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Поставлена и решена задача оценки проницаемости слоев околоскважинной зоны при адаптации гидродинамических моделей с учетом вероятностно-статистического характера значений фильтрационно-емкостных параметров.

2. Предложен способ адаптации гидродинамических моделей в случае снижения добывных возможностей скважин при уменьшении забойного давления, позволяющий повысить достоверность расчета показателей разработки.

3. Разработан метод автоматизированной адаптации гидродинамических моделей для оценки проницаемости околоскважинной зоны каждой скважины из исследуемой группы. Метод позволяет получать искомые параметры на основе использования существующих программных комплексов по гидродинамическому моделированию и оптимизации.

4. Разработана методика автоматизированного решения задач адаптации гидродинамических моделей по истории разработки, позволяющая оценить проницаемости слоев околоскважинной зоны каждой скважины с учетом вероятностно-статистического характера геолого-геофизических данных.

5. В результате решения задачи оценки проницаемости слоев околоскважинной зоны пласта БВ5 южной залежи Ван-Еганского месторождения на основе использования принципа максимального правдоподобия получена хорошая сходимость фактических и расчетных показателей разработки (дебитов), что позволяет рекомендовать указанный подход для решения задач адаптации.

6. Проведена адаптация гидродинамической модели фрагмента пласта Фм Озерного месторождения при комплексном влиянии техногенных процессов, приводящем к появлению критических забойных давлений. В результате адаптации построена расчетная индикаторная диаграмма, получена зависимость проницаемости околоскважинной зоны от забойного давления и модифицированы относительные фазовые проницаемости системы «газ-нефть».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пятибратов, Петр Вадимович, 2006 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. - 408 с.

2. Алифанов О.М., Артюхин Е.А., Румянцев С.В. Экстремальные методы решения некорректных задач. М.: Наука, 288 с.

3. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов O.K. и др. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. //Нефтяное хозяйство. -1999. №9. - С. 30-37.

4. Багов М.С., Цой В.И. Экспериментальное определение коэффициента сжимаемости известняков. Труды ГрозНИИ, вып, 13, 1962, с. 160165.

5. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975. 294 с.

6. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. Прикладная математика и теоретическая физика, 1961. № 3, с. 52-56.

7. Басиниев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1993. 416 с.

8. Бениахиа А. Закономерности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами при аномальновысоких пластовых давлениях, дисс. д.т.н., М., 1988.

9. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1972. 216 с.

10. И. Бозиев С.Н. Статистический анализ распределения коэффициента проницаемости образцов горных пород с помощью системы MATLAB: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001 75 с.

11. Бравичева Т.Б., Бравичев К.А., Пятибратов П.В. Системный принцип обоснования технологии добычи нефти. / НТЖ «Бурение и нефть», № 2, 2005, с 22-24.

12. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974, 230 с.

13. Булыгин В .Я., Рахимов Р.Ш. Об одном устойчивом алгоритме вычисления гидропроводности неоднородного нефтяного пласта. / Сб. Вычислительные методы и математическое обеспечение ЭВМ, вып. 3, изд. Казанского Университета, 1981, с 10-15.

14. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки нефтеводоносных пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1963.

15. Вентцель Е.С. Исследование операций.-М.: Сов. радио, 1972.-552с.

16. Геофизические методы исследования скважин: Справ, геофизика / Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра 1983. 530 с.

17. Герсеванов Н.М., Польшин Д.Е. Теоретические основы механики грунтов и их практическое применение. М.: Госстройиздат, 1948.

18. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.-237 с.

19. Грин Д.У., Мериэм Д.Ф., Нандан Б., Розенвальд Г.У.: Некоторые последние достижения в методах оценок запасов нефти и газа. / материалы VIII нефт. конгресса. Математическое моделирование месторождений нефти и газа, Москва, 1971.

20. Дмитриевский С.А., Юфин П.А., Зайцев И.Ю. и др. Постоянно действующие гео.-мат. модели месторождений природных углеводородов./Сб. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. М.: Наука, 2000. с. 245-252

21. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.

22. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1965.

23. Ермолаев С.А. Оптимизация стадии ввода в разработку нефтяного месторождения / Сб. тезисов докладов конференции "Молодежная наука нефтегазовому комплексу". Т.2. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2004. - с. 13

24. Ермолаев С.А. Применение агрегированных моделей разработки нефтяных залежей. / Сб. тезисов докладов Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть: наука, экология и экономика". Альметьевск: Альметьевский нефтяной институт.- 2001. -с. 19

25. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. 250 с.

26. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. -2-е изд., перераб. и доп. М.: «Недра», 1998. - 365 с.

27. Закиров С.Н. Анализ проблемы "Плотность сетки скважин -нефтеотдача". М.: Издательский дом "Грааль", 2002. - 314 с.

28. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. -М.: «Грааль».-2001.-303 с.

29. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т, Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414 с.

30. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140 стр.

31. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999.- 213 с.

32. Ковалев B.C., Сазонов Б.Ф., Попков В.И. и др. Опыт компьютерного моделирования разработки нефтяных залежей ГИПРОВОСТОКнефти. / Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - с. 410-423

33. Колесников Н.А. Влияние дифференциального и угнетающего двавления на разрушение горных пород. М.: 1986. 41 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение; Вып. 5(105)).

34. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. - 303 с.

35. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. - 397 с.

36. Леонидова А.И. Влияние водоотдачи цементных и промывочных растворов на проницаемость песчаников. // Технология и техника бурения скважин. М.: Недра, 1965. с. 106-113.

37. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2000. 516 с.

38. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — М.: Гостоптехиздат, 1953.- 606 с.

39. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Ч. 2. Фильтрационные модели. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.-228 с.

40. Мину М. Математическое программирование. Теория и алгоритмы. -М.: Наука, 1990.-486 с.

41. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, - 368 с.

42. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. 152 с.

43. Михайлов Н.Н. Основы комплексного изучения околоскважинных зон для повышения эффективности процессов нефтеизвлечения: Дис. . д.т.н. М., 1994. 370 с.

44. Михайлов Н.Н., Зайцев М.В. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины / Нефтяное хозяйство, 2004, № 5.

45. Михеев B.J1. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979. 239 с.

46. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: «Нефть и газ», 2005. - 448 с.

47. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пятибратов П.В. Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом. / НТЖ «Бурение и нефть», № 11, 2004, с 18-19.

48. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пятибратов П.В. Система добычи нефти из истощенных залежей с использованием природной энергии / НТЖ «Бурение и нефть», № 9, 2003, с 15-17.

49. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Под. ред. И.Т. Мищенко. М.: Нефть и газ, 1996. - 190 с.

50. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. -447 с.

51. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984.

52. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. М.: Недра, 1970.

53. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970. 312 с.

54. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.: Недра, 1977. 239 с.

55. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976. 88 с.

56. Пеньковский В.И. Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей. // Изв. АН СССР. МЖГ. 1983. № 5. с. 184-187.

57. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. 570 с.

58. Плынин В.В. Принципы корректной адаптации гидродинамической модели нефтегазовой залежи. // Нефтяное хозяйство. 2005. № 4. с. 8084.

59. Подгорнов В.М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Дис. . д.т.н. М., 1995. 192 с.

60. Пятибратов П.В. Алгоритм автоматизированной адаптации параметров околоскважинных зон. / ИАЖ Нефть, газ и бизнес, № 9, 2005.

61. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев B.C., Панова Р.К., Тимашев Э.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1969, с. 240.

62. Сваровская Н.А. Физика нефтяного и газового пласта. Томск.: Типография ТПУ, 2002, 156 с.

63. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М: Недра, 1978. 256 с.

64. Теория и практика разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО "Всерос. нефтегаз. Научн.-исслед. ин-т" , 2003. - 110 с.

65. Терцаги К. Теория механики грунтов. М.: Госстройиздат, 1961.

66. Трифонов А.Г. "Постановка задачи оптимизации и численные методы ее решения"

67. Фурунжиев Р.И., Бабушкин Ф.М., Варавко В.В. Применение математических методов и ЭВМ: Практикум. Мн.: Выш.шк. 1988. 191с.

68. Химмельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975,-534 с.

69. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. М.: Наука, 1968,-309 с.

70. Черепанов Г.П. Механика разрушения горных пород в процессе бурения. -М.: Недра, 1987. 308 с.

71. Шалимов Б.В., Швидлер М.И. О влиянии сетки на точность расчета гидродинамических показателей при численном моделировании пласта.// Сб. науч. тр. ВНИИ.— Вып. 106. — М, 1991.-С.25-38.

72. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред.— М.: Недра, 1985. 288 с.

73. Швидлер М.И. Фильтрационные течения в неоднородных средах. Гостоптехиздат, 1963.

74. Эйгелес P.M., Элькинд А.Ф. Динамическая фильтрация буравого раствора на забое бурящейся скважины. // Нефтяное хозяйство. 1984. № 1 с 12-16.

75. Aziz К. Notes for petroleum reservoir simulation. Stanford University, Stanford, California. - 1994. - 471 pp.

76. Christie M-A. Upscaling for reservoir simulation.// J. Petrol. Technol. -1996. -V. 48, № 11. P . 1004-1010.

77. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation. // SPE Journal. 1978.- V.I8, № 3.- P. 183-194.

78. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability. // SPE Journal. 1983. - V.23, № 3. - P. 531-543.