Повышение эффективности разработки новых нефтегазоконденсатных залежей за счет применения методики выбора объекта-аналога (часть 1)

    Абдрахманова Э.К., Исламов Р.Р., Кузин И.Г., Нигматуллин Ф.Н., Антаков И.С., Кузнецов А.М.,

    Гилаев Г.Г.


    ООО «РН-БашНИПИнефть»

    РГУ нефти и газа (НИУ)

    имени И.М. Губкина,

    КубГТУ

    Поиск аналогов для нефтегазовых залежей представляет собой сложную задачу, так как на динамику добычи нефти, газового фактора, обводнённости существенное влияние оказывает целый комплекс параметров пласта. В связи с этим разработаны методика и программный модуль для выбора объекта-аналога, позволяющие учесть ключевые качественные и количественные геолого-физические характеристики залежи [1].
    Введение
    Проектирование разработки новых объектов сопровождается проблемами неопределенности и неполноты необходимых исходных данных. Одним из путей решения данной проблемы является поиск объектов-аналогов, на основе опыта разработки которых можно провести оценку коэффициента извлечения нефти (КИН), прогнозной динамики обводнения и газового фактора в условиях реализованной на объекте-аналоге системы разработки. Кроме того, возможно сопоставление разных систем разработки в случае, если будут найдены аналоги, разрабатываемые с применением различных систем разработки. По новым неразрабатываемым залежам одной из ключевых неопределенностей является информация о кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП), которые будут определять динамику обводнения и газового фактора. Для минимизации данной неопределенности в случае отсутствия собственных керновых исследований можно провести адаптацию гидродинамической модели (ГДМ) нового объекта на исторические показатели разработки по выбранному объекту-аналогу, либо напрямую использовать кривые
    ОФП по объекту-аналогу в случае их наличия.
    Обычно при поиске аналогов производится сравнение количественных или качественных характеристик разных объектов. Зачастую характеристики для сравнения аналогов выбираются субъективным образом, из-за чего адекватность найденных аналогов во многом зависит от опыта
    и компетентности специалистов. Кроме того, такой подход требует больших временных затрат.
    Вопросы подбора аналогов рассмотрены в большом количестве работ. Можно выделить подходы, которые опираются на сравнение количественных характеристик пласта, и подходы, опирающиеся на сравнение качественных характеристик [2–4]. В работе [5] описана мировая база данных пластов-аналогов Digital Analogs E&P Knowledge System, которая, помимо количественных параметров ГФХ, включает в себя и качественные параметры, однако недостатком ее применения является экспертное задание граничных значений по каждому количественному параметру,
    что делает анализ субъективным.
    Основная проблема заключается в том, что нет единой методики выбора объекта-аналога. Ряд методик учитывает количественные параметры, другие – качественные. Кроме того, разработка нефтегазовых залежей сопровождается фильтрационными процессами, на которые оказывают влияние такие параметры как нефтенасыщенная и газонасыщенная толщины, вязкость нефти, газа и воды, кривые ОФП, пластовое давление, проницаемость, пористость и т.д., причем количество таких параметров существенно больше, чем для нефтяных или газовых пластов. По этой причине задача выбора аналога для нефтегазоконденсатных залежей является более сложной по сравнению с нефтяными или газовыми залежами, в связи с чем была разработана методика выбора объекта-аналога для нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, учитывающая качественные и количественных ГФХ [1].
    Разработанная методика внедрена в модуль корпоративного программного комплекса «РН КИН» ПАО «НК «Роснефть» с целью сокращения временных затрат и минимизации субъективных ошибок в выборе критериев сходства при поиске объектов-аналогов.
    Методика и модуль выбора объекта-аналога
    С целью наиболее полного учета качественных и количественных параметров, оказывающих влияние на процессы разработки в нефтегазовых залежах, была разработана методика выбора объекта-аналога [1] и собрана база данных объектов-аналогов по более чем 2 500 залежам
    ПАО «НК «Роснефть».
    Выбор аналога осуществляется среди перечня залежей, сформированного на основе заданных в качестве фильтра качественных характеристик, имеющих первоочередное значение при расчете показателей разработки. К качественным характеристикам относятся тип пород — карбонатные или терригенные, тип ловушки, насыщающих коллектор. Также важную роль при выборе аналога играет обстановка осадконакопления или стратиграфическая приуроченность залежи. Количество качественных параметров, используемых для фильтрации, выбирает пользователь. Но как минимум должен быть задан тип пород. Дополнительно может быть задано ограничение по нефтегазоносной провинции и стратиграфической принадлежности, когда стоит задача поиска одновозрастных отложений, сформированных в одном регионе. Либо возможен вариант выбора по обстановке осадконакопления, если явного одновозрастного аналога в пределах заданной нефтегазоносной провинции найти не удалось (рис. 1).
    Рис. 1. Схема выбора объекта-аналога
    Далее производится ранжирование оставшихся залежей по степени соответствия количественных критериев. В качестве меры для ранжирования принимается невязка:
    где wi — весовой коэффициент i-го параметра; xiцель — значение i-го параметра для целевого объекта; xiкандидат — значение i-го параметра для объекта из перечня потенциальных объектов-аналогов;
    N — количество параметров.
    Для того чтобы учесть степень влияния каждого количественного параметра объекта-аналога на показатели разработки, были определены весовые коэффициенты, которые отражают значимость параметра как признака при выборе аналога. Весовые коэффициенты каждого параметра были получены путем проведения анализа чувствительности показателей разработки к изменению данного параметра. В качестве целевой функции при анализе чувствительности использован приведенный (дисконтированный) профиль добычи:
    где i — год разработки; Qi — расчетная добыча углеводородной продукции за i-ый год, тонны условного топлива; F — приведенная накопленная добыча, тонны условного топлива; N — общий срок разработки, лет; ε — темп снижения веса добычи со временем, д. ед.
    Смысл вышеприведенной формулы в том, что в отличие от накопленной добычи, когда добыча за каждый год имеет один и тот же вес, при расчете по данной формуле больший вес имеет добыча в первые годы разработки. Профиль добычи называется приведенным, так как профиль добычи приводится к одному году с коэффициентом (1+ε)-i.
    Расчет весовых коэффициентов проведен в широком диапазоне изменения параметров пласта и параметров разработки для нефтегазовых, нефтегазоконденсатных, нефтяных и газовых залежей по формуле:
    где F — целевая функция, на основе которой проводится анализ чувствительности; ∆xi — величина изменения количественного параметра.
    Описанная методика выбора объекта-аналога внедрена в модуль «Комплексная экспресс-оценка разработки, концептуального обустройства и экономической эффективности разработки новых лицензионных участков» ПК «РН-КИН» [9, 10]. Набор весовых коэффициентов для каждого количественного параметра занесен в базу данных. Для поиска аналогов необходимо задать качественные параметры, используемые как фильтр для исключения залежей, и количественные параметры. При подборе аналогов рекомендуется заполнять не менее шести количественных параметров, среди которых: плотность нефти, нефтенасыщенная и газонасыщенная толщины, проницаемость, начальное пластовое давление и пластовая температура. В процессе работы собрана база данных (БД) пластов-аналогов по нефтегазовым месторождениям
    ПАО «НК «Роснефть». БД содержит информацию по 2 500 объектам, при поиске аналогов происходит непосредственно обращение к ней. Результаты поиска отображаются в виде таблицы, где представлены ГФХ и свойства флюидов найденных аналогов, и в форме диаграмм (рис. 2),
    где представлены коэффициенты чувствительности по каждому количественному параметру пласта и среднее отклонение (невязка).
    Рис. 2. Модуль программного комплекса РН-КИН для выбора аналога
    Абдрахманова Э.К., Исламов Р.Р.,
    Кузин И.Г., Нигматуллин Ф.Н.,
    Антаков И.С., Кузнецов А.М.,
    Гилаев Г.Г.

    ООО «РН-БашНИПИнефть»
    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,
    КубГТУ

    abdrakhmanovaek@bnipi.rosneft.ru
    Материалы и методы
    Ключевые слова
    Для цитирования
    Поступила в редакцию
    УДК и DOI
    Методика и модуль для выбора аналогового пластового объекта. Характеристики смещения объекта-аналога водохранилища. Использование объекта-аналога для верификации гидродинамической модели нового объекта водохранилища.
    система разработки, геолого-физические характеристики, аналог, нефтегазоконденсатная залежь
    18.11.2022
    Абдрахманова Э.К., Исламов Р.Р., Кузин И.Г., Нигматуллин Ф.Н., Антаков И.С., Кузнецов А.М., Гилаев Г.Г. Повышение эффективности разработки новых нефтегазоконденсатных залежей за счет применения методики выбора объекта-аналога // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 66–69.
    DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-66-69
    УДК 622.276
    DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-66-69
    Рекомендуемые статьи
    Добыча
    Инновационные дизайны ГРП
    Увеличение продуктивности скважин и накопленной добычи путем модификации дизайнов ГРП
    Добыча
    Опыт и перспективы применения низковязких жидкостей
    Приведены результаты работ и извлеченные уроки из проведенных опытно-промышленных испытаний ГРП с использованием низковязких жидкостей в наклонно-направленных скважинах.
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru