Самостоятельная работа № 4. лит. обзор. Сейсмический анализ

Название	Сейсмический анализ
Анкор	Самостоятельная работа № 4
Дата	15.01.2023
Размер	164.8 Kb.
Формат файла
Имя файла	лит. обзор.docx
Тип	Обзор #888236

Обзор литературы
Гидродинамическое моделирование — мощный инструмент для планирования и управления разработкой нефтяных месторождений. Роль моделирования постоянно растет по мере увеличения вычислительной мощности и расширения области применения вычислительных машин.

На сегодняшний день в связи с наличием огромного количества современных программных комплексов, основанных на численном решении дифференциальных уравнений, описывающих процесс фильтрации, возможен расчет десятков, а порой и нескольких сотен различных сценариев разработки месторождений углеводородов. Благодаря моделированию стало возможным получение наилучших экономические показателей, а также наибольших коэффициентов извлечения углеводородов в каждом конкретном случае. Однако немало важным фактором является контроль качества модели, от входных данных и до прогнозных вариантов, во избежание неприятных последствий, таких как некорректные прогнозные данные.

Учитывая производство полной адаптации истории модели, а также ее прогноз, инженерам удается наиболее оптимально и рентабельно разрабатывать месторождения углеводородов. К основным этапам подготовительных и эксплуатационных работ относятся:

сейсмический анализ;
бурение эксплуатационное и разведочное;
геофизическое изучение скважин (ГИС),
лабораторное исследование керна и флюидов,
анализ и выявление петрофизических зависимостей,
построение трехмерной ГТМ (геологической и гидродинамической),
прогнозирование показателей вариантов разработки.

В настоящее время технологии моделирования шагнули далеко вперёд, позволяя учесть множество различных факторов, присущих каждому конкретному месторождению.

Использование прогноза поведения пласта позволяет решать проблемы связанные с планированием, эксплуатацией и диагностикой на любой стадии разработки месторождения. Современные методы моделирования предоставляют возможность планирования разработки и принятия текущих решений на месторождениях любого уровня, размера и сложности.

Геологическая модель

Геологическая модель включает в себя информацию о геометрии, строении, литофациальном составе, характере насыщенности геологическими и физическими свойствами.

Геологическая модель в цифровом виде представляется в виде наборов блоков свойств или кубов. Выделяют базовые и дополнительные кубы. К базовым относятся: куб коэффициентов открытой пористости, начальной газо- нефтенасыщенности, проницаемости, связанных и критических водо- и нефтенасыщенностей. Все остальные кубы относятся к дополнительным.

Для построения трехмерной геологической модели используются следующие исходные данные:

Сейсмическая съемка территории
Данные по скважинам (координаты, инклинометрия, стратиграфические отбивки пластов)
Петрофизические исследования ФЕС.
Данные по геофизическим исследованиям скважин (ГИС)

Каркас месторождения представляет собой совокупность ячеек, которые впоследствии будут заполнены свойствами. При построении области моделирования в горизонтальной плоскости размер ячеек выбирается в зависимости от размера залежи и её типа. В вертикальной плоскости размер ячеек выбирается таким, чтобы максимально отразить вертикальную неоднородность пласта.

Выходит так, что более маленький размер ячеек помогает лучшим образом отразить структуру месторождения, но, в тоже время, сильно увеличивает время расчета модели. В этом и заключается одно из технических противоречий моделирования.

На следующем этапе построения модели строится литологическая модель, и распределяются ФЕС. Данные по литологии и ФЕС из РИГИС проецируются на ячейки сетки и распространяются в межскважинном пространстве.

Заключительный этап построения геологической модели – оценка достоверности. По большей части данный этап заключается в сопоставлении значений характеристик объекта разработки, полученных в результате моделирования и фактических значений. Оценка производится по кросс-плотам коэффициента открытой пористости, эффективных толщин, а также по соотношению балансовых запасов.

Гидродинамическая модель

Для создания гидродинамической модели необходимо сначала провести ремасштабирование или апскейлинг геологической модели. Задачей апскейлинга является уменьшение количества активных ячеек и сохранение детальной геологической целостности. В получившейся модели в полной мере должен сохраниться характер распределения основных фильтрационно- емкостных, геометрических и физических свойств.

После проведения апскейлинга гидродинамическую модель необходимо инициализировать. Процесс инициализации заключается во внесении в модель данных об исходном равновесном состоянии. Сюда относятся данные о составе флюидов, положении водонефтяного контакта, опорной глубине и т. д. На этом этапе производится первый гидродинамический расчет модели, вычисляются начальные геологические запасы нефти, воды и газа. Затем расчётные значения сравниваются с полученными результатами ГМ и экспертными оценками.

Следующим этапом создания модели является ее адаптация. Адаптация ГДМ представляет собой процедуру проверки достоверности модели, которая заключается в моделировании поведения продуктивного пласта в прошлом и сравнении с реальными историческими данными (History Matching).

Сопоставление расчетной и фактической динамики показателей разработки математически является обратной задачей. Суть адаптации

заключается в сопоставлении конечных результаты, при их явном несоответствии меняем входные данные, а затем повторяем расчет.

Адаптация является одним из самых ответственных этапов создания ПДГТМ. Один из самых важных аспектов адаптации – неоднозначность результатов. То есть несколько построенных моделей могут дать удовлетворительную адаптацию, при том, что ни одна из них не будет воспроизводить в нужной мере реальное состояние пласта. Это объясняется тем, что моделируемой системе мы знаем только очень ограниченное количество переменных, приходящихся на очень большое количество неизвестных.

В рамках данной работы будет рассмотрена только ручная адаптация. При ручной адаптации вся последовательность действий по адаптации ПДГТМ проводится человеком. После первой итерации инженер анализирует результаты, корректирует значения параметров, затем снова запускает расчет и так далее до того момента как отклонения между фактическими и рассчитанными значениями не станет менее заданной погрешности. Анализ результатов при ручной адаптации в основном представляет собой сравнение графиков динамики параметров по промысловым данным и по модели.

В ходе адаптации происходит корректировка исходных данных. В основном изменяются кубы проницаемости, критической и связанной водонасыщенности.

Адаптация включает в себя следующие этапы.

Адаптация давления

Первым из параметров является забойное давление. Этот параметр является одним из самых простых для измерения, такие измерения доступны для каждой скважины. Сравнения фактических промысловых данных и расчетных значений важно в смысле исследования общих тенденций поведения давления.

Адаптация дебитов флюидов

При адаптации учитывается не только совпадение объемов добычи нефти, важно, чтобы совокупная добыча согласовывалась по фазам, то есть совпадает обводненность, газовый фактор.

Нет какого-то конкретного рецепта для проведения, но возможно выделить несколько важных советов. Так, например, М. Карлсон предлагает следующие основные предостережения:

Выбирайте самую простую модель
Старайтесь изменять те параметры, которые оказывают наибольшее влияние на результат
Старайтесь изменять параметры с наибольшей неопределенностью.

После окончания этапа настройки, модель содержит все исходные данные, адаптирована и готова к продолжению процесса моделирования. Теперь начинается этап составления и расчета различных прогнозных вариантов разработки. Из отдела разработки или от заказчика присылается ряд требований и рекомендаций по разработке месторождения. Для данного месторождения указываются ключевые планируемые показатели, а также некоторые тонкости наземной инфраструктуры или особенности разработки, чтобы увеличить шанс на успех разрабатывается несколько прогнозных вариантов, каждый из которых имеет несколько отличающуюся концепцию разработки. По итогам работ данного этапа сравниваются показатели разработки всех вариантов, а затем выбирается оптимальный. По этому варианту строятся требуемые карты, графики зависимостей, и готовится презентация.

Основные уравнения фильтрации жидкости и газа

При добыче нефти и газа происходит фильтрация флюида через пористую среду. Данный процесс описывается математическими уравнениями и законами, такими как закон сохранения массы, закон сохранения энергии, закон Дарси, начальными и граничными условиями, зависимостями различных свойств флюида и коллектора от давления и температуры.

Закон сохранения массы

Один из основополагающих физических законов. Единичный объем примем в виде прямоугольного параллелепипеда со сторонами dx, dy, dz. Поток массы через каждую грань введем в следующем виде:

В случае фильтрации многофазной многокомпонентной смеси, состоящей из n_l фаз и n_c компонентов, можно обобщить уравнение непрерывности следующим образом.

Закон Дарси

Закон Дарси говорит о том, что скорость фильтрации линейно зависит от градиента давления . Для случая многофазной фильтрации закон справедлив для каждой фазы в отдельности

Тензор проницаемости имеет вид, представленный вверху, если направление главных осей тензора совпадает с направлением осей координат. Если все компоненты тензора равны, то среда является изотропной. В реальной жизни чаще встречается случай, когда 𝑘𝑙 < 𝑘𝑥,𝑦. Это объясняется характером напластования слоев. Относительные фазовые проницаемости зависят от характеристик насыщенности и градиента давлений.

Модель фильтрации

Как уже упоминалась, одной из самых распространенных моделей трехфазная модель нелетучей нефти Маскета – Мереса (Black oil model). Для дальнейшей работы подставим полученное выражение закона Дарси в систему уравнений непрерывности.

Для решения системы уравнений требуется задать дополнительные условия. Определяются значения капиллярного давления на границе разделов фаз нефть-вода и газ-нефть, а также вводится условие того, что сумма насыщенностей компонентов равна единице.

При давлениях больших давления насыщения используется двухфазная модель фильтрации при симуляции процессов замещения нефти водой. Данные уравнения получаются из (5), (6) при S_g = 0:

Для представления фильтрации газа и воды используются те же уравнения, что и для нефти и воды. Для объяснения результатов ГДИ применяется мoдeль фильтpaции oднopoднoй жидкocти:

Двумерные постановки без учета гравитации рассматриваются при решении проблем исследования скважин:

Начальные условия

Статическое равновесие наиболее часто выбирается как начальное условие для пласта, когда отсутствуют показатели скорости присутствующих фаз. Исходя из закона Дарси при наличии перемычек у которых коэффициент

проницаемости равен нулю, давление в каждой фазе зависит от вертикальной составляющей «z» т.е. распределение по гидростатическому закону, либо они неподвижны:

Другими словами, фазы разделяются под воздействием гравитационных и капиллярных сил, причем на границах насыщенность определяется из yслoвия кaпиллярнo-гpaвитaциoннoгo рaвнoвecия:

Пластам присуще слоистое строение и в некоторых случаях данные слои имеют гидродинамическую связанность. При данном варианте могут быть разрывными функция абсолютной проницаемости и функция пористости. В пoслeдствии вoзмoжнo oбрaзoвaниe тaк нaзывaeмых «висячих» скaчкoв нaсыщeннocти нa рaзрывe прoницaeмocти и пoриcтocти, кoтopыe вoзмoжны дaжe в ycлoвияx paвнoвecия в пepexoдных зoнax.

Во-первых, необходимо задание двyх знaчeний нacыщeннocти, для кaждoй пepeхoднoй зoны пo oднoмy, a тaкжe зaдaниe дaвлeния пpи нeкoтopoй фикcиpoвaннoй глyбинe, для oднoзнaчнoгo зaдaния нaчaльнoгo paвнoвecнoгo cocтoяния. Эти знaчeния дoлжны cooтвeтcтвoвaть пoдвижным фaзaм и oбычнo oпpeдeляютcя нa ycлoвнo пpинятых oтмeткaх вoдoнeфтянoгo и гaзo- нeфтянoгo кoнтaктoв.

Инициализация- это процесс формирования начального равновесного состояния, при компьютерном моделировании пластов. Данный процесс имеет место быть непосредственно перед расчетом динамических показателей модели.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Абидов Д.Г. Метод материального баланса как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2013. Том 322. №1. – с.91–96.
Антонов О.Г. Совершенствование методов регулирования разработки нефтяных залежей на основе геолого–технологического моделирования. – М.: Бугульма, 2016. – 106 с.
Аубакиров А.Р. Разработка методических решений для планирования циклического заводнения на основе трехмерного гидродинамического моделирования. – М.: Москва: филиал ООО «ЛУКОЙЛ–Инжиниринг», 2019. – 106 с.
Басниев К.С. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993 – 98 с.
Бычков А.В. Направления поисковых работ на нефть и газ на Северном Сахалине // Энергия созидания, 2012 – 55 с.
Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. – М.: Томский политехнический университет, 2012. –96 с.
Закиров Р.Х Роль геолого–гидродинамического моделирования при проектировании разработки нефтяных месторождений ЗАО НИЦ «Геотехнефтегаз». – М.: Георесурсы, 2009, – 36 c.
Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: Недра, 1997. – 211 с.
Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность. – М.: Недра, 2015. – 242 с.
Матусевич В.М., Гидрогеологические особенности конечных стадий разработки нефтяных месторождений // И.Г. Сабанина. – М.: Фундаментальные исследования, 2014. – 1242 с.
Матюшков Г.В. Геологическое прошлое острова Сахалин // А.В. Соловьёв, О.А. Мельников. – М.: Государственное бюджетное учреждение культуры «Сахалинский областной краеведческий музей», 2014. – 124 с.
Муфазалов Р. Ш. Скин–Фактор и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта. – М.: НПФ «Тимурнефтегаз», 2009. – 49 с.
Описание сахалинской области. Справочное пособие. – М.: Комитет природных ресурсов и охраны окружающей среды Сахалинской области, 2008. – 29 с.
Равдоникас О.В. Гидрогеология СССР. Остров Сахалин. – М.: Недра, 1972. – 334 с.
Рихтер A.B. Структура и тектоническое развитие Сахалина в мезозое. – М.: Наука, 1986 – 93 с. (4)
Смирнова Т.С. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – с. 27–34.
Соколов В.С. Моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений/ Учебное пособие. – М.: ТюмГНГУ, 2014. – с. 146.
Perez, Godofredo, and B. G. Kelkar. "A new method to predict two–phase pressure drop across perforations." SPE production engineering 6.01 (1991): 93–101.
Economides Michael, J. "Petroleum Production System ed Daniel A Hill, Christine Ehlig–Economides." Prentice Hall PTR/Upper Saddle River, New Jersey 1994.