Создание методики адаптации геолого-технологической модели нефтяной залежи кристаллического фундамента месторождения Дракон (СРВ) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чан Ле Фыонг

• Чан Ле Фыонг
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чан Ле Фыонг

Введение.

Глава 1. Характеристика залежей фундамента и современное состояние их моделирования.

1.1 История разработки залежей фундамента месторождений Дракон

1.2 Особенности геологического строения коллекторов залежей фундамента, неопределенность фильтрационно-емкостных параметров.

1.3 Практика моделирования залежей фундамента месторождений Дракон и Белый Тигр.

Глава 2. Анализ существующих подходов к проблеме адаптации гидродинамических моделей нефтяных залежей.

2.1 Анализ методов автоматической адаптации.

2.1.1 Метод Яанса.

2.1.2. Метод Коатса.

2.1.3. Метод Слатера и Дюрера.

2.2.Анализ практических подходов к ручной адаптации.

2.2.1. Изменение параметров пласта.

2.2.2. Изменение насыщенности пласта флюидом.

2.2.3. Изменение параметров флюидов.

2.2.4. Изменение данных об относительных проницаемостях.

2.2.5. Влияние «связанных» областей.

2.3.Принципы корректной адаптации гидродинамических моделей.

2.3.1.Первый принцип корректной адаптации.

2.3.2. Второй принцип корректной адаптации.

2.3.3. Третий принцип корректной адаптации.

2.3.3.1 Оценка коэффициента жесткости модели.

2.3.3.2. Увеличение жёсткости гидродинамической модели.

2.4.Проблемы адаптации гидродинамических моделей залежей фундамента на шельфе Вьетнама.

Глава 3. Разработка методики корректной адаптации фильтрационной модели нефтяной залежи фундамента месторождения Дракон.^

3.1 Создание начальной гидродинамической модели залежи Дракон.

3.1.1 Параметры пласта.

3.1.2 Свойства пластовых флюидов.

3.1.3.Конструкция скважин и характеристика их работы.

3.2. Разработка методики корректной адаптации гидродинамической модели нефтяной залежи фундамента месторождения Дракон.

3.2.1. Анализ гидродинамической модели 2004 года.

3.3.2. Оценка коэффициента жёсткости модели 2004 года.

3.3.3. Выбор ведущих элементов.

3.3.4. Оценка жёсткости модели 2006 года.

3.3.5. Постановка задачи автоматической адаптации.

3.3.6. Методика автоматической адаптации залежи фундамента Юго-Восточного участка месторождения Дракона.

Глава 4. Применение созданной методики адаптации геолого-технической модели залежи фундамента месторождения Дракон при прогнозе ^ показателей разработки.

4.1 Проведение корректной адаптации гидродинамической модели нефтяной залежи фундамента месторождения Дракон.

4.1.1.Подготовка исходных файлов для программного комплекса

AvtoHist.

4.1.2.Подготовка к проведению автоматической адаптации.

4.1.3.Определение параметра |3.

4.1.4. Восстановление поля проницаемости с использованием всех промысловых данных.

4.2. Расчет прогноза показателей разработки залежи фундамента месторождения Дракон.

4.3. Рекомендации по практическому использованию результатов работы, мероприятия по регулированию разработки залежи.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Создание методики адаптации геолого-технологической модели нефтяной залежи кристаллического фундамента месторождения Дракон (СРВ)»

Современные подходы к прогнозированию технологических параметров разработки нефтяных и газовых месторождений требуют построения сначала геологической модели залежи, а затем цифровой фильтрационной (гидродинамической) модели [17].

Геологическая модель залежи нефти или газа никогда не бывает точной. Недостаток исходной информации и стохастическая природа геологических объектов приводит к существенной неопределенности в оценке фильтрационно-ёмкостных свойств коллектора. В процессе ремасштабирования (upscaling) вся неопределенность геологии переносится в фильтрационную модель.

В результате первый прогон на ремаштабированной модели, как правило, близко не совпадает с фактической историей разработки. Требуется проведение адаптации (History Matching).

Обычно задачу адаптации формулируют следующим образом: на основе промысловых фактических данных о забойных и пластовых давлениях, об отборах нефти, воды и газа уточнить фильтрационно-емкостные параметры коллектора на основе нулевой модели.

Современные полноразмерные фильтрационные модели нефтяных и газовых залежей содержат сотни тысяч или миллионы активных ячеек, свойства которых уточняются в процессе адаптации.

Общее количество фактических точек, промысловых данных, описывающих историю разработки, значительно меньше - от нескольких сотен до десятков тысяч. При проведении адаптации фильтрационной модели к промысловым данным (History Matching) количество фактических (целевых) точек может быть на один - два порядка меньше количества изменяемых параметров (степеней свободы).

В этом случае модель становится легко модифицируемой, «мягкой», а проведение History Matching очень часто превращается в примитивную подгонку фильтрационных свойств непосредственно вокруг скважин. В результате вдоль стволов возникают цилиндрические зоны изменённого коллектора - «колодцы». Для связи скважин между собой формируют линейные участки с повышенной проницаемостью - «каналы» или «дрены», не имеющие ничего общего с геологической моделью.

В работе[10] показано, что обычный подход к проведению адаптации некорректен, прогноз по такой модели недостоверен, не зависит от степени согласия модели с промысловыми данными и, даже, может быть целенаправленно искажен.

Для корректной адаптации фильтрационной модели нефтяной залежи необходимо использовать специальные подходы, основанные на уменьшении количества изменяемых параметров.

На юго-восточном участке месторождения Дракон на шельфе СРВ в фундаменте находится массивная нефтяная залежь, целиком сложенная трещинными нефтеносными гранитами. Залежь высотой более 900 метров была введена в разработку в июне 1996 года. На 01.02.2006 в эксплуатации находилось 8 добывающих и 6 нагнетательных скважин.

В 2004 году была разработана фильтрационная модель этой залежи, сетка которой размером 52><56х22, включала 16900 активных ячеек. Традиционная ручная адаптация модели по истории разработки предполагала минимизацию отклонений расчетных месячных отборов нефти, обводнённости и забойного давления от фактических значений. В качестве основных изменяемых параметров были - поле проницаемости и скин-факторы (коэффициенты сообгцаемости забой — пласт).

В 2005 году В.В. Плыниным была опубликована работа[10], формулирующая три основных принципа корректной адаптации гидродинамических моделей:

1. Фактические, промысловые данные (целевые точки) не могут быть изменены или отбракованы после начала процесса адаптации.

2. Отклонения меэюду расчётными и фактическими промысловыми данными в течение истории разработки долэ/сны быть минимальны.

3. Коэффициент жесткости гидродинамической модели должен быть больше единицы.

Анализ, приведенный в материалах диссертационной работы, показывает, что адаптация модели 2004 года соответствует только двум первым принципам, а третий принцип корректности, требующий обеспечение жесткости, был нарушен.

В рамках диссертационной работы была построена новая исходная фильтрационная модель, учитывающая всю доступную информацию (исключая промысловую). Гидродинамическая сетка 52x56x18 содержит 9150 активных ячеек размером 100* 100x50м и водяной контур, примыкающий снизу.

Цель диссертационной работы.

Основной целыо диссертационной работы является создание методики проведения корректной адаптации фильтрационной модели реальной залежи и использование разработанной методики для создания новой фильтрационной модели фундамента Юго-восточного участка месторождения Дракон. А также проведение на основе новой фильтрационной модели прогноза основных показателей разработки до декабря 2020 года.

Методы исследования.

В диссертационной работе применялся методический подход к комплексному использованию разнородной информации следующих направлений нефтяной науки:

1) сейсмические исследования, методики интерпретации данных 2Д и ЗД сейсмики;

2) исследование кернового материала;

3) интерпретация данных ГИС, использование современных алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС с применением вычислительной техники, выявление петрофизических зависимостей;

4) методические приемы использования промысловой информации (данные ГИС-контроля, детальная информация по добыче и закачке, результаты гидродинамических исследований);

5) методические приемы литологического расчленения разреза, детальная корреляция скважинных разрезов);

6) создание трехмерной цифровой фильтрационной модели на базе современных математических и аналитических программ;

7) использование современных программных средств для моделирования гидродинамических процессов и процессов разработки;

8) при разработке новой методики адаптации использовались принципы корректной адаптации фильтрационной модели нефтегазовой залежи (History Matching).

Научная новизна.

В диссертационной работе автором:

1. Разработана методика корректной адаптации фильтрационной модели для нефтяной залежи фундамента месторождения Дракон, на основе сочетания использования ручного и автоматического подхода к изменениям фильтрационно-емкостных параметров.

2. С целью увеличения коэффициента жесткости модели предложено использовать комбинацию двумерного кубического сплайна размером 8 х 8 и вектора 17-и элементов для формирования нормирующего массива при автоматизированной адаптации поля проницаемости модели нефтяной залежи фундамента месторождения Дракон.

3. Сформулирован общий критерий задачи минимизации автоматической адаптации, включающий критерий согласия между промысловыми данными и регуляризатор. Это позволяет ограничить возможный размах значений проницаемости в процессе адаптации.

4. Разработана методика оценки параметра регуляризации (3 путем деления истории разработки на две части. На первой части проводят адаптацию проницаемости при различных Д. Наилучшим считают значение, обеспечивающее самое близкое согласие прогноза со второй частью истории (в нашем случае /?=0. ]).

Практическая значимость.

Разработанная методика корректной адаптации фильтрационной модели позволит существенно повысить объективность и точность прогноза показателей разработки месторождения Дракон и может быть использована для других массивных залежах в трещинных гранитах, в том числе и на месторождении Белый Тигр.

Предлагаемые прогнозные варианты разработки могут быть использованы при планировании режимов работы скважин и проведения буровых работ на залежи.

Публикации и апробация работы.

1. Чан Jle Фыонг, Плынина А.В. Особенности построения гидродинамической модели залежи фундамента месторождения Дракон.// Нефтяное Хозяйство.- 2006.- №5.- стр. 82-83.

2. Чан Jle Фыонг, Плынин В.В. Автоматизированная адаптация поля проницаемости трещинного гранитоидного коллектора.// Нефтяное Хозяйство.- 2006,- №6.- стр. 52-56.

3. Чан Jle Фыонг, Бахишев В.Ю. Влияние обводненности продукции скважин на коэффициент их продуктивности. Тезисы доклада на Международной конференции «Нефтяные залежи в трещиновато-кавернозных породах фундамента», проводимой по случаю 25-летия СП «Вьетсовпетро», Вьетнам, г. Вунгтау, 2005г.

4. Tran Le Phuong, Anastasia Plynina, Aleksandr Pali. The problems in hydrodynamic simulation of fractured granite oil reservoir. Thesis report to the International conference "Fractured basement reservoir", Vietsovpetro J/V, Viet Nam, Vung Tau - 2006.

Автор выражает искреннюю благодарность коллективу кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ им. И.М. Губкина - профессору Мищенко И.Т., научному руководителю профессору Палию А.О., д.г-м.н. - Арешеву Е.Г., специалистам СП «Вьетсовпетро», ОАО «Зарубежнефть» за предоставленные материалы и консультации, а также всем, кто способствовал работе над диссертацией.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чан Ле Фыонг

Основные выводы:

1. Использование ведущих элементов в виде комбинации сплайна и вектора позволяет существенно повысить жесткость адаптируемой модели массивной залежи до 6.5 и тем самым повысить точность прогнозных показателей её разработки.

2. Для поиска оптимальных значений ведущих элементов требуется использовать автоматический подход, так как ручной способ адаптации становится неэффективным.

3. Ошибки (шумы) присутствующие в промысловых данных могут приводить к чрезмерно резким скачкам значений проницаемости во время автоматической адаптации (от 0.0001 до более 1 мкм ). Для предотвращения резких скачков (выбросов) общий критерий необходимо дополнитьрегуляризатором, в виде (3.6) или (3.7).

4. Предложена методика оценки параметра регуляризации (3 путем деления истории разработки на две части. На первой части проводят адаптацию проницаемости при различных р. Наилучшим является значение /?, обеспечивающее самое близкое согласие прогноза с второй частью истории.

5. Предлагаемый подход к восстановлению поля проницаемости посредством минимизации общего критерия (3.2) по ведущим элементам отвечает трем известным принципам корректной адаптации [10].

6. Предложенная методика корректной адаптации фильтрационной модели нефтяной залежи фундамента Юго-восточного участка месторождения Дракон позволяет существенно улучшить точность прогноза технологических показателей разработки массивных залежей в гранитоидных коллекторах.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чан Ле Фыонг, 2006 год

1. Генеральная схема разработки и обустройства месторождения «Дракона». СП «Вьетсовпетро», НИПИ «Морнефтегаз». Вунгтау -1998 г.

2. Уточненная генеральная схема развития месторождения «Дракон». Вунгтау 12.2003 г.

3. Уточненная генеральная схема развития месторождения «Дракон». Вунгтау 2005 г.

4. Сборник научных докладов посвященных 15-ию создания СП "Вьетсовпетро" 1981 1996.

5. Сборник докладов научно-технической конференции по случаю 20-летия СП "Вьетсовпетро" и добычи 100 млн. тонн нефти. Том 2. Вунгтау 2002г.

6. Генри Б. Кричлоу Современная разработка нефтяных месторождений - проблемы моделирования. - Москва: Недра, 1979г.

7. Каневская Р.Д Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - Москва: Ижевск, 2002г.

8. Мищенко И.Т Скважинная добыча нефти. - Москва: Нефть и газ, 2003г.

9. Чан Jle Фыонг, Плынина А.В,. Особенности построения фильтрационной модели залежи фундамента месторождения Дракон.// Нефтяное Хозяйство. №5. 2006г. стр. 82-83.

10. Плынин В.В Принципы корректной адаптации гидродинамической модели нефтегазовой залежи - Нефтяное хозяйство, № 4, 2005.

11. Чан Jle Фыонг, Плынин В.В,. Автоматизированная адаптация поля проницаемости трещинного гранитоидного коллектора.// Нефтяное Хозяйство. № 6, 2006г. стр. 52-56.

12. Дж.Алберг, Э.Нильсон , Дж.Уолш. Теория сплайнов и её приложения. -М.: Мир, 1972.

13. Колемаев В.А., Калинина В.Н. Теория вероятностей и математическая статистика: Учебник для вузов.-2-е изд.,перераб. и доп. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

14. М.Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. -М.: Наука, 1986.

15. Сухарев А.Г., Тимохов А.В., Федоров В.В. Курс методов оптимизации. М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1986.- 328с.

16. Плынин В.В., Штырлин В.Ф. Совершенствование технологии термогидродинамической визуализации трещин в нефтеносных гранитах. Нефтяное Хозяйство, 2006 год, №5.

17. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 2. Фильтрационные модели).-М.:ОАО «ВНИИОЭНГ».-2003.-228 с.

18. Арешев Е.Г, Гаврилов В.П, Поспелов В.В Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама. - Нефтяное хозяйство, №8- 1996.

19. Арешев Е.Г, Донг Ч.Л, Киреев Ф.А Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр. - Нефтянное хозяйство, №8- 1996.

20. Арешев. Е.Г Грищенко А.Н, Попов О.К, Донг. Ч.Л, Исайчев В.В. -Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство №9, 1999, стр.30-37.

21. СП " Вьетсовпетро" итоги деятельности и перспективы. Нефтяное хозяйство, №1, 1999.

22. Арешев Е.Г, Белянин. Г.Н, Демушки Ю.И, Тай Ч.К Основную проектные решения и совершенствование разработки залежи нефтиместорождения Белый Тигр-Нефтяное хозяйство №1, 1996,стр.63 65.

23. Алишаев М.Г, Белянин Г.Н, Грищенко А.Н, Тай Ч.Т О рациональных темпах заводнения залежи фундамента месторождения Белый Тигр. -Нефтяное хозяйство №5, 1999, стр. 34-38.

24. Арешев Е.Г, Попов О.К, Гаврилов В.П, Поспелов. В.В и др Проблемы поисков и разведки залежей углеводородов в породах фундамента ( на примере шельфа Южного Вьетнама). - Труды ГАНГ им Губкина, вып 243, 1996, стр. 120-131.

25. Гаврилов В.П, Дзюбло А.Д, Поспелов В.В, Шнип О.А. Геология и нефтегазоносность фундамента шельфа Южного Вьетнама. - Геология нефти и газа, №4, 1995, стр. 25-29.

26. Гаврилов В.П, Арешев Е.Г, Попов О.К и др Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. - М. Нефть и газ, 1998.

27. Гаврилов В.П, Дзюбло А.Д, Поспелов В.В, Шнип О.А Геология и нефтегазоносность фундамента шельфа Южного Вьетнама. - Геология нефти и газа, №4, 1995, стр. 25-29.

28. Зайцев В.М., Андреев А.Ф., Прусенко Б.Е. «Анализ и прогнозирование показателей разработки нефтяного месторождения».- М: нефть и газ, 2001 г.

29. Чубанов О.В, Бадиков Ф.И, Горшенев В.С, Мокрицев Э.П, Каримов М.Ф, Фьет Ч.Ш, Туан Л.Б, Кан Н.В Перспективные развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП " Вьетсовпетро". -Сборник " Техника и технология добычи нефти ".

30. Басниев К.С., Кочина И.Н. «Подземная гидромеханика». М:Недра, 1993 г.

31. Желтов Ю. П. «Разработка нефтяных месторождений», Москва, 1998 г.

32. Золотухин А. Б., Гудместад О. Т. «Осноы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике», Ставангер, Москва, 2000 г.

33. ЗЗ.Шнип О.А, Поспелов В.В Время образования пород фундамента шельфа Южного Вьетнама. - Изв Вузов Геология и разведка, №5, 1996.

34. Зайцев В.М., Андреев А.Ф., Прусенко Б.Е. «Анализ и прогнозирование показателей разработки нефтяного месторождения».- М: нефть и газ, 2001 г.

35. Руководство пользователя Tempest MORE. Версия 6.0. Roxar- 2003 г.

36. Н. L. Jahns, «А Rapid Method for Obtaining a Two dimensional Reservoir Description From Well Pressure Response Data», Soc. Pet. Eng. J. (Dec. 1966), 315-32; Trans. AIME 237.

37. K. H. Coats, J. R. Dempsey, and J. H. Henderson, «А New Technique for Determining Reservoir Description From Field Performance Data», Soc. Pet. Eng. J. (March 1970), 66-74; Trans. AIME 249.

38. G. E. Slater, and E. J. Durrer, «Adjustment of Reservoir Simulation Models to Match Field Performance», Soc. Pet. Eng. J. (Sept. 1971), 295-305; Trans. AIME 251.

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

40. Закиров И.С., Hauenherm W., Закиров Э.С., Zipper Н.: History matching для подземного хранилища Lauchstaedt.// Газовая прмышленность,№10, 1977,с 50-53.

41. Закиров С.Н., Палатник Б.М., Морев В.А.: Трехмерная обратная задача теории разработки в случае газового режима.- ЭИ ВНИИЭгазпрома, Сер. Геология бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений, вып. 12,-М.,1986.