Опыт моделирования конусов выноса на примере низкопроницаемого участка Приобского месторождения
Петрук А.С., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
В статье представлен подход к моделированию низкопроницаемых, низкосвязанных зон глубоководной фации конусов выноса на примере одного из лицензионных участков Приобского месторождения, характеризующегося высокими темпами падения продуктивности скважин после запуска из бурения. На рассматриваемом участке бурение большого количества горизонтальных скважин (ГС) позволило провести измерение среднего размера песчаных тел.
В ходе проведенного исследования установлено, что средний размер тел составляет 220 м. На этапе гидродинамического моделирования получена лучшая сходимость продуктивности скважин в динамике, чем при стандартном подходе к построению модели.
В ходе проведенного исследования установлено, что средний размер тел составляет 220 м. На этапе гидродинамического моделирования получена лучшая сходимость продуктивности скважин в динамике, чем при стандартном подходе к построению модели.
Расчет секторных гидродинамических моделей
Низкопроницаемые коллекторы характеризуются высокими темпами падения продуктивности скважин после запуска из бурения, которые не удается воспроизвести в стандартной гидродинамической модели из-за хорошей связанности коллектора в межскважинном пространстве.
Для оценки описанного в части 1 [1] данной статьи подхода построения геологической модели были выполнены гидродинамические расчеты для двух вариантов построения геологических моделей. Использована модель трехфазной фильтрации флюидов в системе нефть-газ-вода.
Моделирование проводилось в программном комплексе РН-КИМ (ПАО «НК «Роснефть»).
В таблице 1 представлены основные характеристики секторной гидродинамической модели.
Для оценки описанного в части 1 [1] данной статьи подхода построения геологической модели были выполнены гидродинамические расчеты для двух вариантов построения геологических моделей. Использована модель трехфазной фильтрации флюидов в системе нефть-газ-вода.
Моделирование проводилось в программном комплексе РН-КИМ (ПАО «НК «Роснефть»).
В таблице 1 представлены основные характеристики секторной гидродинамической модели.
Табл. 1. Основные характеристики секторной гидродинамической модели (СГДМ)
В результате сопоставления динамики дебита жидкости и забойного давления
стандартной модели и модели малых тех, приведенного на рисунке 1, установлено, что использование модели малых тел обеспечивает необходимые отборы жидкости и позволяет достичь лучшей сходимости расчетного забойного давления с фактическими показателями
в динамике.
стандартной модели и модели малых тех, приведенного на рисунке 1, установлено, что использование модели малых тел обеспечивает необходимые отборы жидкости и позволяет достичь лучшей сходимости расчетного забойного давления с фактическими показателями
в динамике.
Рис. 1. Сравнение результатов расчета стандартной модели и модели малых тел
Полученные выводы совпадают с выполненными в работах [2, 3] исследованиями по экспериментальному определению длин песчаных тел по данным динамики работы скважин.
Все это подтверждает, что такой подход обеспечивает качественную адаптацию моделей
и позволит улучшить качество расчета прогнозных показателей.
На этапе гидродинамического моделирования относительная ошибка отклонения расчетных показателей забойного давления модели малых тел от исторических составляет 12 % через
год эксплуатации скважин, в то время как при расчете стандартной модели значительно превышает историческое и составляет более 100 %.
Детальное изучение геологических тел и снижение корреляционных радиусов позволило добиться лучшей сходимости расчетной продуктивности скважин с фактической на этапе адаптации
и дальнейшего увеличения точности прогноза.
Все это подтверждает, что такой подход обеспечивает качественную адаптацию моделей
и позволит улучшить качество расчета прогнозных показателей.
На этапе гидродинамического моделирования относительная ошибка отклонения расчетных показателей забойного давления модели малых тел от исторических составляет 12 % через
год эксплуатации скважин, в то время как при расчете стандартной модели значительно превышает историческое и составляет более 100 %.
Детальное изучение геологических тел и снижение корреляционных радиусов позволило добиться лучшей сходимости расчетной продуктивности скважин с фактической на этапе адаптации
и дальнейшего увеличения точности прогноза.
На рассматриваемом участке выполнена оценка среднего размера длин геологических песчаных тел по данным гамма-
каротажа горизонтальных скважин. Построена геологическая модель, приближенная к реальной геологии, средний размер песчаных тел в которой составил 220 м. Выполнены гидродинамические расчеты на основе обновленной геологической модели.
В результате сопоставления динамики дебита жидкости и забойного давления стандартной модели и модели малых тел установлено, что использование модели малых тел обеспечивает необходимые отборы жидкости и позволяет достичь лучшей сходимости расчетного забойного давления с фактическими показателями в динамике.
каротажа горизонтальных скважин. Построена геологическая модель, приближенная к реальной геологии, средний размер песчаных тел в которой составил 220 м. Выполнены гидродинамические расчеты на основе обновленной геологической модели.
В результате сопоставления динамики дебита жидкости и забойного давления стандартной модели и модели малых тел установлено, что использование модели малых тел обеспечивает необходимые отборы жидкости и позволяет достичь лучшей сходимости расчетного забойного давления с фактическими показателями в динамике.
На основе настройки геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) на фактические результаты разработки более 450 скважин на рассматриваемом участке выполнена оценка среднего размера длин геологических песчаных тел по данным гамма-каротажа. Основываясь на полученных значениях, исследовано поле вероятностей при вариограммном анализе на более короткой дистанции. Учитывая новые корреляционные радиусы и характер распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в дистальной части турбидитного комплекса, построена модель, приближенная к реальной геологии, средний размер песчаных тел составил 220 м.
Снижение размеров песчаных тел позволило получить лучшую сходимость продуктивности скважин в динамике при адаптации ГГДМ рассматриваемого участка. Отклонение расчетного забойного давления от фактического снизилось со 100 до 12 %, отклонение расчетных и фактических показателей добычи по скважинам составило менее 5 %.
С учетом текущего представления о геологическом строении участка уточнена геолого-гидродинамическая модель и рекомендована новая система разработки, что позволит продолжить рентабельную разработку лицензионного участка. Так, на 2022–2024 гг. запланировано бурение 8 кустов, в т.ч. рекомендуется проведение опытно-промышленных работ по строительству горизонтальных скважин с реализацией 25 стадий гидроразрыва пласта.
Снижение размеров песчаных тел позволило получить лучшую сходимость продуктивности скважин в динамике при адаптации ГГДМ рассматриваемого участка. Отклонение расчетного забойного давления от фактического снизилось со 100 до 12 %, отклонение расчетных и фактических показателей добычи по скважинам составило менее 5 %.
С учетом текущего представления о геологическом строении участка уточнена геолого-гидродинамическая модель и рекомендована новая система разработки, что позволит продолжить рентабельную разработку лицензионного участка. Так, на 2022–2024 гг. запланировано бурение 8 кустов, в т.ч. рекомендуется проведение опытно-промышленных работ по строительству горизонтальных скважин с реализацией 25 стадий гидроразрыва пласта.
1. Петрук А.А., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С. Опыт моделирования конусов выноса на примере низкопроницаемого участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 45–50.
2. Федоров А.Э., Аминева А.А., Дильмухаметов И.Р., Краснов В.А., Сергейчев А.В. Анализ геологической неопределенности при стохастическом моделировании геологических тел // Нефтяное хозяйство. 2019. С. 24–28.
3. Федоров А.Э., Дильмухаметов И.Р., Поваляев А.А., Антонов М.С., Сергейчев А.В. Многовариантная оптимизация систем разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской свиты // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 26–29 октября, 2020. Онлайн. SPE-201811-RU, 2020.
2. Федоров А.Э., Аминева А.А., Дильмухаметов И.Р., Краснов В.А., Сергейчев А.В. Анализ геологической неопределенности при стохастическом моделировании геологических тел // Нефтяное хозяйство. 2019. С. 24–28.
3. Федоров А.Э., Дильмухаметов И.Р., Поваляев А.А., Антонов М.С., Сергейчев А.В. Многовариантная оптимизация систем разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской свиты // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 26–29 октября, 2020. Онлайн. SPE-201811-RU, 2020.
Петрук А.С., Родионова И.И.,
Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р.,
Искевич И.Г., Фазылов Д.С.,
Мумбер П.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
rodionovaii@bnipi.rosneft.ru
Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р.,
Искевич И.Г., Фазылов Д.С.,
Мумбер П.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
rodionovaii@bnipi.rosneft.ru
По данным гамма-каротажа большого количества близкорасположенных горизонтальных скважин проведена работа по измерению среднего размера длин песчаных тел. Основываясь на полученных значениях, исследовано поле вероятностей при вариограммном анализе на более короткой дистанции. Учитывая новые корреляционные радиусы и характер распределения ФЕС в дистальной части турбидитного комплекса, построена модель, приближенная к реальной геологии. Выполнены расчеты гидродинамической модели, получена лучшая сходимость продуктивности скважин
в динамике.
в динамике.
горизонтальные скважины, вариограммный анализ, адаптация, продуктивность скважин, низкопроницаемый коллектор, трудноизвлекаемые запасы, геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование
Петрук А.С., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С. Опыт моделирования конусов выноса на примере низкопроницаемого участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 3. С. 18–20.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-18-20
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-18-20
04.04.2022
УДК 551
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-18-20
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-18-20
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88