2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям

Фильтрационные исследования потокоотклоняющих технологий на моделях терригенных пластов нефтяных месторождений Томской области

2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.031:532.5.072.8

© Коллектив авторов, 2012

Фильтрационные исследования потокоотклоняющих технологий на моделях терригенных пластов нефтяных месторождений Томской области

V

РОСНЕФТЬ

О.В. Гаврилюк, к.т.н., О.В. Глазков, к.т.н., И.А. Кузнецов

(ОАО «ТомскНИПИнефть»), А.А. Терентьев

(ОАО «Томскнефть» ВНК)

Адрес для связи: GavrilyukOV@nipineft.tomsk.ru

Ключевые слова: фильтрация, исследования керна, отклонение потока, вытеснение нефти.

Water shut-off laboratory comparative tests for terrigenious reservoir of Tomsk region

O.V Gavrilyuk, O.V. Glazkov, I.A. Kuznetsov

(TomskNIPIneft JSC, RF, Tomsk),

А.А. Terentyev (Tomskneft VNK JSC, RF, Tomsk)

E-mail: GavrilyukOV@nipineft.tomsk.ru

Key words: filtration, core analysis, water shut-off, oil displacement.

The paper presents the results of water shut-off experiments with core samples of main oilfields of Tomsk region. Experimental investigation of residual resistance and oil displacement was conducted for terrigenious core samples at reservoir conditions. Comparative evaluation efficiency of water shut-off treatment presented.

Объекты и задачи исследований

Большинство продуктивных пластов месторождений Томской области проурочено к юрским и меловым отложениям.

Для исследований были подобраны представительные коллекции образцов керна четырех месторождений ОАО «Томск-нефть» ВНК, условно обозначенных И, С, Д и К, на которых уже проводились промысловые работы по отклонению фильтрационных потоков.

Основной объект разработки месторождения И — пласт Ю12 — характеризуется неоднородностью проницаемости по вертикали и латерали, а также вертикальными внутрипластовыми перетоками. Средняя проницаемость достаточно низкая, порядка 35-10-3 мкм2, при этом по прослоям она может различаться в 5 раз.

Основной эксплуатационный объект месторождения С -пласт АВ1 — характеризуется уникальным геологическим строением (состоит из четырех изолированных продуктивных прослоев с разными коллекторскими свойствами и высокой расчлененностью), а также вертикальной и зональной неоднородностью, причем вертикальные перетоки усиливаются гравитационным фактором. Нижний прослой высокопроницаемый (~0,5-1 мкм2), проницаемость верхнего прослоя в 25 раз ниже.

Месторождения Д и К по своим геолого-физическим характеристикам во многом схожи. Основной объект разработки -пласт Ю13. Средняя проницаемость довольно высокая, достигает 0,35-0,5 мкм2.

Месторождение Д отличается послойной вертикальной и зональной неоднородностью и наличием высокопроницаемой и низкопроницаемой пачек с соотношением проницаемостей на отдельных участках 25:1.

Месторождение К также характеризуется послойной вертикальной неоднородностью и наличием двух пачек разной проницаемости с соотношением до 11:1 на отдельных участках. При пла-

нировании фильтрационных исследований оценивалась возможность подбора составов потокоотклоняющих технологий (ПОТ), способных в промысловых условиях обеспечить адресную изоляцию высокопроницаемых прослоев с целью подключения в работу низкопроницаемых и повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата.

Условия проведения фильтрационных исследований

При подготовке к фильтрационным исследованиям в зависимости от применяемой технологии выбирался дизайн и условия проведения фильтрационных экспериментов.

Эксперименты выполнялись на специальных установках FDES-650 (Coretest Systems) и УИПК-1М на линейных и объемных моделях, имитирующих слоисто-неоднородные пласты.

Линейная модель состояла из единичной колонки образцов керна; объемная модель — из двух параллельно соединенных колонок образцов, значительно различающихся по проницаемости. Дизайн проведения фильтрационных экспериментов включал следующие этапы:

— создание модели пласта, в том числе подбор и подготовку образцов для исследований в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 и ОСТ 39-235-89;

— определение градиента давления и коэффициента вытеснения нефти водой при пластовых условиях до обработки;

— воздействие на образец рабочим раствором отклонителя;

— определение градиента давления, фактора сопротивления и коэффициента вытеснения нефти водой при пластовых условиях после воздействия ПОТ.

Эффект от применения ПОТ оценивался по остаточному фактору сопротивления Frr и количеству дополнительно вытесненной нефти. Остаточный фактор сопротивления определяли из отношения Frr =Ap2/Apj (Apj, Др2 — градиент дав-

ления по воде соответственно до и после закачки отклоните-ля). Для применения технологий на месторождении оптимальным считалось выполнение условия: 3

Источник: http://naukarus.com/filtratsionnye-issledovaniya-potokootklonyayuschih-tehnologiy-na-modelyah-terrigennyh-plastov-neftyanyh-mestorozhdeniy-to

Создание фильтрационной модели

2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям

Для проведения фильтрационных расчетов с целью прогноза динамики технологических показателей и оптимизации системы разработки необходимо поставить цель исследования, выбрать объект (объекты) моделирования, тип и размерность модели и соответствующие программные средства.

Фильтрационная модель является инструментом для исследоания самых разнообразных вопросов на конкретной залежи с помощью численных расчетов на компьютере: анализ и минимизация риска разработки; исследование поведения скважин и групп скважин; изучение процессов фильтрации флюидов или их компонентов при разных воздействиях на пласт; выбор или совершенствование технологии разработки месторождения; выбор или реконструкция системы расстановки скважин; выбор оптимальных режимов работы скважин; планирование добычи; обеспечение наибольших текущих дебитов нефти и/или наибольшего коэффициента нефтеизвлечения; оптимизация показателей добычи; уточнение свойств пласта и флюидов; поиск наилучших интервалов вскрытия; определение остаточных запасов, застойных зон на конкретные моменты времени; обоснование стратегии и тактики доразработки месторождения; управление внутрипластовыми потоками флюидов.

Для обеспечения эффективности проведения моделирования должна быть четко сформулирована и обоснована проблема, имеющая важное технико-экономическое значение. В качестве цели моделирования выбирается один или несколько из перечисленных пунктов или формулируется иная цель. В данном разделе с учетом технического задания приводится обоснование выбора цели моделирования.

Определение области исследования. Область исследования — это непосредственно объект, являющийся целью моделирования. Для выполнения последующих действий по созданию цифровой модели из геолого-математической модели передаются: размер моделируемой области, линзовидность, прерывистость, нарушения, внешняя область, количество скважин.

Месторождение (залежь) может рассматриваться как единое целое или, в случае его больших размеров, разбивается на участки (зоны) при значительной изменчивости геолого-физических свойств по площади.

Эти участки характеризуются по фазовому состоянию флюидов как чисто нефтяные (ЧНЗ), газонефтяные (ГНЗ), водонефтяные (ВНЗ), газоводонефтяные (ГВНЗ) зоны.

Участки также могут различаться по относительным фазовым проницаемостям.

Определяются границы участков, и создается база граничных условий, которая заполняется данными в процессе укрупненного математического моделирования всего объекта. Исходные данные для моделей участков поступают из баз геолого-промысловой, геолого-геофизической информации и из базы граничных условий.

Выбор типа модели.В зависимости от физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов и нагнетаемых агентов выбирают двухфазную, трехфазную или многокомпонентную (композиционную) модель фильтрации. При выборе типа модели должен также учитываться характер моделируемого процесса разработки.

Для поддержания пластового давления наиболее часто применяют заводнение или закачку газа.

Для моделирования процессов вытеснения нефти водой при давлениях выше давления насыщения нефти газом обычно достаточно использовать двухфазную математическую модель (трехфазную модель при постоянстве газового фактора).

При разработке газонефтяных залежей лли при, закачке газа в пласт для учета подвижности всех фаз флюидов необходима модель трехфазной фильтрации нефти, газа алоды.;

Для большинства терригенных коллекторов с нефтью, подчиняющейся обобщенному закону Дарси и в условиях исключающих, фазовые переходы типа выпадения парафина, применима ЗD-модель изотермической трехфазной фильтрации (нефть, вода, газ), типа Маскета-Мереса. Для кавернозно-трещиновато-пористых коллекторов, (карбонатные отложения и др.) может применяться модель двойной пористости, проницаемости типа Барен-блатта-Желтова-Кочиной.

Если осуществляется вытеснение смешивающимися флюидами, модель следует модифицировать так, чтобы она воспроизводила процесс смешивания закачиваемой оторочки флюида с углеводородными фазами.

При исследовании процесса заводнения с применением полимеров, добавляемых к воде, данные об изменении проницаемости в зависимости от насыщенности корректируются с учетом влияния полимеров, в результате чего изменяется характер кривых относительных проницаемостей.

Для расчета процесса разработки и методов увеличения нефтеотдачи газоконденсатных пластов, процесса водогазовой репрессии необходимо рассматривать нефть и газ как смесь компонентов, то есть использовать композиционные модели. Для описания фильтрационных течений многокомпонентных смесей может применяться модель Желтова-Розенберга.

Для моделирования неизотермического течения системы пластовых флюидов (термические МУН) необходимо применение модели теплопереноса в пласте и окружающих его породах.

Для описания более сложных моделей могут вводиться дополнительно: расчет химической кинетики пластовой системы; расчет динамики напряжений и деформаций резервуара с учетом фактической реологии слагающих горных пород и тектонических напряжений.

Обоснование размерности модели.Современные математические модели позволяют выполнять довольно точные гидродинамические расчеты, учитывающие большинство факторов, определяющих картину фильтрации.

Это — многопластовый характер эксплуатационных объектов, зональная и слоистая неоднородность пластов, их линзовидность и прерывистость, интерференция скважин, характер перемещения пластовых флюидов при различном порядке ввода и отключения скважин и т.п.

Для решения задачи извлечения нефти с учетом перечисленных факторов в ПДГТМ, как правило, используются трехмерные модели. В ЗD-моделях в качестве основы обычно используется ЗD-сейсмика и/или данные эксплуатационного бурения.

Двухмерные модели используются в качестве временной меры, когда спрогнозировать закономерности изменения ФЕС в объеме резервуара с удовлетворительной точностью не представляется возможным вследствие низкой плотности геолого-геофизических наблюдений на поисково-разведочной стадии.

Двухмерные модели могут использоваться при исследованиях значительных по размерам многоскважинных систем (более 1000 скважин) на промежуточном этапе для определения граничных условий для трехмерных моделей отдельных участков месторождения.

Для каждого случая применения двухмерной модели должно быть приведено обоснование.

Недопустимо применение плоских 2D математических моделей для определения показателей разработки водонефтяных зон, нефтегазоконденсатных, водоплавающих залежей нефти и газа, а также залежей с резко (более чем в 3-5 раз) изменяющимися вдоль вертикальной координаты коллекторскими свойствами.

При исследовании процессов конусообразования рекомендуется использовать модель, которая предназначена для моделирования одиночной скважины с радиальной симметрией и неоднородностью пласта в вертикальном направлении.

Модели конуса применяют для воспроизведения результатов исследований по кривым восстановления давления в скважинах.

Этот способ также применяют при повторении истории разработки месторождения для того, чтобы определить исходные значения проницаемости.

Этапы построения фильтрационной модели.

При создании фильтрационной модели должны быть выполнены следующие действия: создать сетку модели и схему выделения слоев, определить свойства пласта; определить свойства пластовых флюидов, задать начальные условия, например, контакты флюидов и начальные давления; расположить скважины и смоделировать перфорации; задать дебиты по истории разработки и ограничения добычи для прогноза; провести расчеты; проанализировать результаты.

Источник: https://megaobuchalka.ru/4/29464.html

Способ изучения процесса фильтрации на модели пласта

2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель — повышение точности изучения процесса плоскорадиальной фильтрации. Закачивают в модель фильтрующийся агент с разделением потока на линейные составляющие последовательно в линейных элементах модели.

Последние имеют фильтрационные параметры согласно параметрам моделируемого процесса в соответствующих сечениях пласта по мере удаления от скважины. Первым линейным элементом моделируют призабойную зону скважины. Определяют перепад давления и объемный расход фильтрующегося агента через модель.

На основании данных моделирования подбирают оптимальные режимы вытеснения нефти из реального пласта. 1 ил., 3 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

4 А1 (19) (11) (51) 4 Е 21 В 47/10

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (-/

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4219523/23-03 (22) 01.04.87 (46) 15,05.89. Вюл. Р 18 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Р,Р,Ибатуллин (53) 622.276.43 (088.8) (56) Шейман А.Е. и др. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. N.:

Недра, 1969, с. 26.

Алиев З.С. и др. Технологический режим работы газовых скважин. M.:

Недра, 1978, с. 251-252. (54) СПОСОЕ ИЗУЧЕНИЯ ПРОЦЕССА ФИЛЬТРАЦИИ НА 1 РОДЕЛИ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтедо1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изучения процессов фильтрации и вытеснения нефти на модели пласта.

Целью изобретения является повышение точности изучения процесса плоскорадиайьной фильтрации.

На чертеже представлена схема модели пласта.

На чертеже обозначено: линейные элементы 1-4 модели, имитирующие участки пласта от нагнетательной до соответствующих добывающих скважин, элемент 5, имитирующий призабойную зону нагнетательной скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Из линейных элементов пласта, каж» дый из которых представляет цилиндрибывающей промышленности. Цель — повышение точности изучения процесса плоскорадиальной фильтрации. Закачивают в модель фильтрующий агент с разделением потока на линейные составляющие последовательно в линейных элементах модели.

Последние имеют фильтрационные параметры согласно параметрам моделируемого процесса в соответствующих сечениях пласта по мере удаления от cKBBxcHHbl, Первым линейным элементом моделируют призабойную зону скважины.

Определяют перепад давления и объемный расход фильтрующего агента через модель, На основании данных моделирования подбирают, (D оптимальные режимы вытеснения нефти из реального пласта, 1 ил., 3 табл, ческое тело с входом и выходом, заполненное пористой средой, собирают модель пласта.

При этом элементы с различными моделируемыми фильтрационными параметрами соединяют между собой в такой последовательности, кото- Ж рая соответствует распределению этих Ж параметров в реальном пласте. СО

В целом модель представляет собой ДЬ разветвляющуюся систему с увеличивающейся общей площадью сечения последовательных групп элементов в направлении от входа к выходу в соответствии с плоскорадиальным характером фильтрационного потока, причем первым линейным элементом моделируют призабойную зону скважины, Таким образом, при изучении процесса фильтрации на данной модели пласта фильтрационный поток разделя! 479634

4. ют на линейные потоки последовательно согласно параметрам моделируемого процесса в соответствующих сечениях пласта по мере удаления от скважи5 ны.

Пористую среду элементов насыщают исследуемой жидкостью (нефтью или водой) и подают на вход модели вытесняющую жидкость (воду или ту же 10 нефть), т. е . фильтрующийся агент со стоит из исследуемой и вытесняющей жидкостей.

Замеряют расход фильтрующейся жидкости через все выходы модели, а так- 15 же другие параметры, например перепады давления. На основании полученных результатов подбирают оптимальные режимы вытеснения нефти из реального пласта. 20

Пример конкретного выполнения способа. На участке, представляющем собой обращенный пятиточечный элемент, расположены 5 скважин — центральная нагнетательная Р 5, и 4 добывающих — 25

КФ 1-4.

В табл. 1 представлены усредненные параметры пласта опытного участка (пьезопроводность замерена в направлении от нагнетательной скважины к 30 исследуемой).

Опыты проводили при объемном расходе нагнетаемой жидкости (воды) э

q = О, 33 10 м /с, давлении нагнетания P = 0,023 мПа.

В качестве пористой среды использовали кварцевый песок различных фракций (от 0,062 до l 0 мм), в качестве фильтрующейся жидкости — модель девонской нефти, представляющую 40 собой смесь разгазированной пластовой нефти с керосином.

,Параметры модели меняли для каждого элемента в соответствии с их соотношениями для реального пласта.

При 45 этом было осуществлено 2 варианта неоднородности модели: вариант 1 по гидропроводности, вариант 2 по пьезопроводности ° Параметры элемента 5 соответствовали параметрам нагнетательной скважины K — 5 с проницаемостью призабойной зоны 0,897 мкм

Вариант 1. Модель неоднородна по гидропроводности (Я). Гидпроводность характеризует способность пористой среды фильтровать через себя жидкость единичной вязкости. Поскольку гидропроводность — комплексная характеристика, зависящая от нескольких параметров (g = kh/р), то можно достигнуть разных значений f при постоянстве одних параметров и варьировании других.

В качестве элементов модели пористой среды использовали трубы, одинаковые по размерам (длиной 2,0 м, диаметром 0,02 7 м площадью сечения

22,9″10 и ), А поскольку площадь сечения элементов, связанная с толщиной реального пласта h одинакова для всех элементов, то соотношение гидропроводностей по модели будет определяться соотношением параметров k и 1Ч, Вязкость насыщающей жидкости (P) для всех элементов модели была постоянной и равной 3 мПа/с. Проницаемость пористой среды элементов (k) подбирали таким образом, чтобы она была равной проницаемости соответствующих моделируемых участков реального пласта (см, чертеж), а именно: для элемента 1 0,71 для элемента 2 1,23, для элемента 3 0,71, для элемента 4

О, 78 мкм «.

При таком подборе параметров значения гидропроводностей (Е) для элементов получились равными (м /Па-с ° 10 )

3 9 для элементов: 1 !,30; 2 1,54; 3

0,81; 4 1,37.

Данные значения гидропроводностей можно получить и при тех же геометрических размерах труб и при постоянной проницаемости, но подбирая для каждого элемента соответствующую вязкость нефти или при постоянных значениях проницаемости и вязкости, но подбирая размеры труб и т.д.

После составления модели были проведены замеры объемных расходов фильтрующихся жидкостей (дебитов), замеренных на выходах моделей пласта.

Данные значения сопоставлены с дебитами добывающих скважин изучаемого пласта и вычислены ошибки, получаемые на моделях, в сравнении с реальным пластом. Полученные данные приведены в табл. 2, Вариант 2. Модель пласта неоднородна по пьезопроводности (Ж).

Пьезопроводность характеризует скорость распространения в насыщенной пористой среде давления. Пьезопроводность зависит от с>

Так же как и гидропроводность, различные значения 9(, достигаются при постоянстве одних параметров и варьировании других.

10

Различные значения пьезопроводности, пропорциональные реальным пластовым, создавали путем варьирования вязкости нефти, насыщающей каждый элемент при постоянной проницаемости, 15

Размеры труб, как и в варианте 1, были одинаковы для каждого элемента и составляли, м: диаметр 0,027, дли10 4М

Элементы модели насьпцения нефтью 20 со следующими значениями вязкости (мПа/с): элемент 1 3,0; -«- 2 4,6;

3 3,6; -«- 4 3,3.

Проницаемость пористой среды во всех элементах равнялась 1,0 мкм . 25

При таком сочетании параметров были получены следующие значения пьезопроводности (см /с 10 ): для элемента 1 30,0; -«- 2 46,0; -«- 3 36,0;

4 33,0. 30

После создания в модели необходимого для исследования фильтрации давления 2,0 мПа одновременно открывали выходные вентили на элементах 1-4.

По результатам замеров объемных рас35 ходов для каждого элемента получали зависимости q = q(t)/q,где q — текущий расход жидкости, см /с; q u q расходы жидкости сразу после открытия вентиля и безразмерный расход; время, с.

По полученным зависимостям, определяли время, необходимое для ус34 тановления постоянного расхода при данном перепаде давления. Полученные результаты сравнивали с результатами исследований на реальном опытном участке (табл. 3).

Как следует из данных табл. 3, расхождения между результатами, полученными. на модели и на реальном пласте, весьма незначительны, а именно ошибка не превышает 4,1Е.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет быстро и с достаточной точностью изучать процессы фильтрации и вытеснения нефти из пласта, а на основе полученных результатов выбирать наиболее эффективный метод управления этими процессами (гидродинамический или физико-химический).

Формула изобретения

Способ изучения процесса фильтрации на модели пласта, включающий закачку в модель фильтрующегося агента с разделением потока на линейные составляющие в линейных элементах с фильтрационными параметрами пористой среды около скважины и определение перепада давления и объемного расхода агента через модель, о т л и— ч а ю шийся тем, что, с целью повьппения точности изучения процесса плоскорадиальной фильтрации, фильтрационный поток разделяют на линейные потоки последовательно согласно параметрам моделируемого процесса в соответствующих сечениях пласта по мере удаления от скважины, причем первым линейным элементом моделируют призабойную зону скважины.

1479634

Таблица 1

Гидропроводность f =

= kh/М, м /Па с 10

Пьезопроводность

Ж,, см /с 10

Расстояние

Толщина пласта, h м

Скважина, N

Дебит скважины

Q,ì /сут от нагнетательной скважины

1, м

Средние значения. Ь, =- 7,85, 1 = 860, Q« = 2,20, K = 36,5

П р и м е ч а н и е: p — вязкость фильтрующей жидкости (нефти,мПа с).

Т аблица 2

Объемные расходы, м /с

Соотношение объемных расходов

Ошибка в соотношении по сравнению с реальным пластом,X

Модель пласта Скважина, К

Дебит, м /с

Эле-.

Модель Реальный пласта пласт мент, В

Извест- Предлагаеный мый

0,82 ° 10Г

0,92 ° 10

0,51 10

0,86 ° 10

1,50

1,86

1,00

1,66

33,3

46,2

О

39,7

Т аблица 3 Время установления дебита

Ошибка в соотношении по

Соотношение времени установления дебита реальный пласт сравнению с реальным пластом, Е модель пласта

Модель плас- Реальный та пласт

Скважина,Н Время, сут.

Элемент, У Время, с

1,54

1,00

1,29

1,46

1

3

2

1

3

218

228

269

560

9,6

6,6

6,0

9,2

2

1

3

Проницаемость k мкм 10 й

897

714

1232

711

783

250

52

67

2,28

2,71

1,42

2,40! 61

1,92

1,00

1,68, 1,53

1,00

1,28

1,40

30,3

45,9

36,4

33,2

250

0,6

О

0,7

4,1

7,3

3,2

1,2

l479634

Составитель М.Тупысев

Редактор Р. Середа Техред M.3(одащщ Корректор М. Васильева

Заказ 2514/31 Тираж 515 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат «Патент», г.ужгород, ул. Гагарина,101

     

Источник: https://findpatent.ru/patent/147/1479634.html

Типичные ошибки при создании гидродинамических моделей. Часть I. Ремасштабирование геологической модели — НТЦ

2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018 — № 2(8). – С. 52-58

УДК 622.276.1/.4.001.57

С.В. Кайгородов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Kaygorodov.SV@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: гидродинамическое моделирование, ремасштабирование, геомодель, ошибки, экспертиза

На каждом этапе создания гидродинамической модели по различным причинам могут возникать ошибки, которые в результате приводят к ухудшению её качества и снижению прогнозной силы. В статье описываются типичные ошибки, возникающие на этапе перехода от геологической модели к гидродинамической, а также даны рекомендации по выявлению и исправлению таких ошибок.

Typical errors in The reservoir simulaTion. parT i. upscaling of The geological model

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 2(8), pp. 52-58

S.V. Kaygorodov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Kaygorodov.SV@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: reservoir simulation, upscaling, geomodel, errors, expertise

For various reasons at each stage of the creation of the reservoir simulation model, errors may occur.

As a result it leads to the deterioration in the quality of the model and decrease its forecast abilities.

The article describes typical errors that occur during the transition from the geological model to the simulation model, and also gives recommendations for identifying and correcting such errors.

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-2-52-58

Введение

Процесс создания гидродинамической модели (ГДМ) включает интеграцию всех имеющихся данных, их верификацию и приведение в соответствие друг с другом.

Поэтому специалист, занимающийся гидродинамическим моделированием, должен понимать основы обработки, физические принципы и ограничения сейсмических методов, геофизических и гидродинамических исследований скважин, исследований керна и флюидов, геостатистики, седиментологи, знать физику пласта, технику и технологии добычи.

Серия статей, основанная на опыте автора по созданию моделей и проведению эскпертиз, призвана познакомить инженеров, занимающихся гидродинамическим моделированием, с наиболее распространными ошибками и неточностями, возникающими при создании ГДМ, чтобы исключить их дальнейшее появление, а также дать методические рекомендации для улучшения качества моделей. Серия состоит из шести частей, в соответствии с этапами создания ГДМ: ремасштабирование геомодели, задание PVT-свойств флюидов и породы, относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления, начальных и граничных условий и инициализация ГДМ, а также задание истории работы скважин и адаптации модели, расчет прогнозных вариантов.

В данной статье рассмотрены ремасштабирование структуры и свойств геологической модели, критерии выбора размера сетки ячеек, методы и критерии оценки качества проведенного апскейлинга. 

Размер и ориентация сетки ячеек

Выбор размера ячеек – первый вопрос, который возникает при переходе от геологической модели к гидродинамической. Решение заключается в поиске баланса между скоростью и точностью расчетов. Чем больше размер ячеек, тем более грубой и менее точной будет модель, но тем быстрее она будет рассчитана.

Оптимальное время расчета ГДМ – не более 1-2 ч для обеспечения маневренности расчетов, желательно 30-40 мин. Чем больше расчетов будет выполнено за фиксированный промежуток времени, тем больше появляется возможностей для уточнения модели.

Для того, чтобы определить, до какой степени можно укрупнить ячейки геомодели, выполняют:

  1. расчет ГДМ с геологической сеткой;
  2. несколько вариантов укрупнения геомодели;
  3. расчет ГДМ с укрупненными ячейками и сравнение с п. 1.

Далее имеются два варианта выбора оптимального уровня укрупнения:

  • максимальное укрупнение с погрешностью расчетов относительно геологической сетки, не превышающей допустимой;
  • укрупнение, выше которого скорость расчетов растет незначительно, а погрешность начинает увеличиваться гораздо быстрее. При определении параметров укрупнения геомодели и уровня допустимой погрешности следует помнить, что степень детальности геологической и гидродинамической моделей должна соответствовать степени изученности месторождения. Невозможно получить модель, более точную, чем точность исходных данных.

По латерали размер ячеек ограничивается минимальным расстоянием между скважинами. Согласно регламенту [1] на стадии разведки и начальной стадии эксплуатации месторождения «…рекомендуется, чтобы между забоями скважин независимо от расстояния между ними было не менее10 ячеек.

На этапе эксплуатационного разбуривания число ячеек между скважинами уменьшается…». В документе компании [2] говорится «..

При реализации процесса заводнения в модели рекомендуется выдерживать минимальное расстояние между скважинами, одновременно работающими на один объект разработки: не менее 3–5 ячеек (оптимально 10)…».

С точки зрения геостатистики основными параметрами, определяющими строение геологических тел, являются ранги вариограмм. Поэтому для сохранения строения геологических тел при ремасштабировании геомодели рекомендуется выбирать размеры ячеек не более 1-1,5 рангов вариограмм.

Однако большинство геологических тел имеют значительную протяженность, и случаи, когда латеральный размер ячейки сопоставим с рангом вариограммы, скорее редкость, чем правило.

В то же время при вертикальном ремасштабировании можно добиться сохранения строения тел, проводя неравномерное объединение слоев, что будет описано ниже.

В условиях крайней ограниченности исходных данных может возникнуть ситуация излишней детализации модели. Точность результатов моделирования такая подробная сетка не увеличивает, а вычислительных ресурсов требуется значительно больше, чем необходимо для решения задачи.

Еще один важный вопрос, иногда не учитываемый при построении геологической модели – ориентация сетки ячеек, которая может существенно влиять на результаты моделирования. На рис.

1 показаны результаты расчета двух одинаковых моделей, различающихся только ориентацией сетки ячеек. Из рис.

1 видно, что при ориентации сетки ячеек, не совпадающей с направлениями основных фильтрационных потоков в пласте, прорыв воды в добывающие скважины происходит позже, и расчетная динамика добычи нефти получается более оптимистичной.


Рис. 1. Влияние ориентации сетки на динамику добычи:

1, 2 – модель с ориентацией сетки скважин, соответственно не совпадающей и совпадающей с направлением основных фильтрационных потоков в пласте

Для получения адекватных результатов расчета модели ориентация сетки ячеек должна соответствовать преимущественным направлениям потока в пласте, определяемым сеткой скважин, непроницаемыми разломами, литологическими границами, трещиноватостью, региональным стрессом и другими факторами.

Ремасштабирование структуры

Для максимального сохранения геологической неоднородности и учета характера осадконакопления необходимо правильно выбрать способ нарезки слоев как при построении геомодели, так и при ее ремасштабировании. В табл. 1 приведено сопоставление способов нарезки и характера осадконакопления.

Кроме характера осадконакопления, нужно также обращать внимание на протяженность глинистых перемычек в модели и для их сохранения при ремасштабировании объединять слои не пропорционально, а прямым перечислением объединяемых слоев (Fractions).

На рис. 2 показано распределение песчанистости по ячейкам двух скважин. Слева на каждом из планшетов показаны ячейки исходной геомодели, посередине и справа – варианты ремасштабированных геомоделей. Из рис.

2 видно, что в результате некорректного выбора нарезки слоев в модели посередине, когда вместо Fractions использовали пропорциональный способ нарезки, расчлененность по разрезам скважин практически пропала.

При выборе непропорционального способа объединения слоев (в модели справа) удалось сохранить вертикальную неоднородность.

Рис. 2. Пример потери вертикальной неоднородности в результате неправильного выбора алгоритма объединения слоев при ремасштабировании

Однако даже при использовании неравномерной нарезки может нарушиться вертикальная неоднородность.

Например, если при объединении слоев не учитывать литологию, то в один слой могут быть включены коллектор и неколлектор, перемычки исчезнут и появится гидродинамическая связь между разными не связанными в геомодели пластами. Необходимо также по возможности избегать объединения слоев, принадлежащих к разным фациям.

Одним из важных критериев качества перехода от геологической модели к фильтрационной является сохранение структурной модели. Для этого проводится контроль сохранения всех реперов геологической модели. Прежде всего проверяется соответствие координат скважин. На рис.

3, а представлен пример графика отклонений координат скважин в фильтрационной модели от их координат в геологической модели (на кровле прослоя, соответствующего самому верхнему слою фильтрационной модели).

В идеале точки на таком графике должны группироваться около нуля и не выходить за пределы диапазона ±1/2 размера ячейки ремасштабированной модели, т.е. в рассматриваемой модели ±50 м.

Отклонение в пределах указанного диапазона связано с тем, что в фильтрационной модели скважина располагается строго по центру ячейки, а в геомодели может проходить через любую ее часть. Как видно из рис. 3, а, ряд скважин имеет смещение координат выше допустимых значений. Смещение траекторий можно заметить и по их пересечению с ячейками 3D грида (см. рис. 3, б).

Следует отметить, что подобные смещения скважин могут возникнуть при использовании разных программ для создания геомодели и ее ремасштабирования.

Таким образом, для исключения ошибок, связанных со смещением скважин по латерали, при оценке сохранения структурной модели на кроссплоте отбивок кровли пластов по скважинам следует сравнивать глубины пересечения только скважин фильтрационной модели (или только геологической) со структурным каркасом моделей. На рис.

4 показан пример такого сравнения, где кроме кроссплота приведена гистограмма разницы отбивок кровли по скважинам.

В данном примере отклонения находятся в пределах допустимых ±2 м, определяемых как диапазон вариации глубин структурной поверхности в пределах укрупняемых по латерали ячеек (при отсутствии укрупнения по латерали изменения структуры должны отсутствовать).

Следующим критерием корректности проведенного ремасштабирования структуры является сохранение положения разломов, которое можно оценить визуально. Кроме того, следует контролировать положение скважин относительно разломов, чтобы в результате этой процедуры они не оказались по другую сторону разлома.

Рис. 3. Отклонение координат скважин в фильтрационной модели от их координат в геологической модели (а) и визуализация смещения траекторий на сетке модели (б)

Еще одним важным моментом является проверка ортогональности ячеек. Согласно методическому документу [2] допустимое отклонение составляет не более 30°. В случае превышения этого значения необходима корректировка, иначе возможно снижение точности расчета.

Если невозможно скорректировать сетку ячеек в гидродинамической модели, то можно использовать алгоритмы многоточечной аппроксимации потока (например, ключевое слово MPFA в Eclipse 300 или Tempest MORE), которые обеспечивают строгий учет как неортогональности ячеек, так и тензорной проницаемости [2, 3], позволяя снизить эффект ориентации сетки.

Как правило, проблемы с ортогональностью возникают в ячейках рядом с разломом.

Для того, чтобы геометрия ячеек не искажалась разломами, при создании геомодели можно использовать зигзагообразные разломы (zig-zag type faults).

Ремасштабирование свойств пород

Алгоритмы усреднения свойств пород широко известны, но и здесь возникают погрешности. В табл. 2 приведены способы усреднения статических свойств при ремасштабировании.

Как отмечалось выше, объединять ячейки с разными фациями не рекомендуется, но при возникновении такой необходимости используется метод усреднения для дискретных свойств – выбор наиболее часто встречающегося значения со взвешиванием по объему ячейки.

Для апскейлинга абсолютной проницаемости существует множество методов, зависящих от степени неоднородности и неизотропности пласта и направлений течения [2], но наиболее точный результат может быть получен при ремасштабировании проницаемости в полный тензор на основе расчета потоков (flow-based upscaling).

Однако расчет моделей с полным тензором проницаемости существенно увеличит время расчета, поэтому часто проводят flow-based upscaling с сохранением только главных компонентов тензора проницаемости.

При этом следует помнить о том, что при таком способе ремасштабирования в фильтрационной модели следует использовать все три куба проницаемости (по осям X, Y и Z), поскольку только вместе они несут информацию об анизотропии проницаемости макромасштаба, которая была заложена в исходной геомодели и которая пропадет, если использовать только один из этих кубов. Однако следует понимать, что полученные кубы не несут информацию об анизотропии проницаемости микромасштаба, определяемой по керновым исследованиям, если она не была заложена в исходном свойстве проницаемости. Поэтому в геологической модели нужно создать свойство вертикальной проницаемости, определяемое как произведение горизонтальной проницаемости и анизотропии проницаемости, полученной по керну, а затем использовать оба куба проницаемости при проведении ремасштабирования.

Тогда полученные в результате апскейлинга кубы будут содержать информацию и о микронеоднородности по керну и о макронеоднородности исходной геомодели.

Примечания. NTGUps, jUps, SwUps – ремасштабированные соответственно песчанистость, пористость и водонасыщенность; Vi,j,k, Ni,j,k, ji,j,k, Swi,j,k – значения в ячейке с индексами i, j, k

соответственно объема ячейки, песчанистости, пористости и

водонасыщенности; Vb – суммарный объем ячеек.

Если программное обеспечение не позволяет осуществить такую процедуру, то анизотропию проницаемости микромасштаба можно учесть в гидродинамической модели, домножив на нее вертикальную проницаемость, полученную при ремасштабировании.

Часто для расчета проницаемости используется зависимость пористость – проницаемость, полученная по данным анализа керна, и у специалиста, выполняющего ремасштабирование геомодели, возникает вопрос, стоит ли ремасштабировать проницаемость или можно пересчитать ее в зависимости от ремасштабированной пористости.

Для ответа на этот вопрос необходимо знать, что зависимость пористость – проницаемость, как правило, экспоненциальная или степенная, следовательно, небольшое изменение пористости может вызвать значительное изменение рассчитанной по зависимости проницаемости.

При объединении нескольких ячеек с различными значениями пористости значение итоговой пористости будет отличаться от исходных значений в ячейках, и это различие будет зависеть от степени неоднородности пласта и грубости ремасштабирования (т.е. от числа ячеек, объединяемых в одну).

Таким образом, для неоднородных коллекторов правильнее (точнее) проводить апскейлинг проницаемости, а не пересчитывать ее в зависимости от пористости.

Рис. 4. Кроссплот (а) и гистограмма разницы (б) отбивок кровли пластов по скважинам геологической и фильтрационной моделей

В качестве критериев оценки качества ремасштабирования свойств обычно используют результаты:

  • сопоставления геолого-статистических разрезов (ГСР) исходной геологической модели и ремасштабированной;
  • проверки сохранения вида распределения, среднего и медианного значения на гистограммах свойств;
  • оценки диапазона отклонения на картах разницы свойств (не более 5%);
  • визуальной проверки сохранения глинистых перемычек на разрезах месторождения;
  • сопоставления запасов углеводородов (отклонение не должно превышать 5%).

На рис. 5 приведены два примера ГСР, иллюстрирующих степень сохранения вертикальной неоднородности. На рис. 5, а ремасштабирование практически не повлияло на распределение глинистых перемычек, а на рис. 5, б заметно искажение вертикальной неоднородности в верхней и нижней частях пласта.

Самым показательным критерием оценки качества ремасштабирования является величина отклонения результатов расчетов модели с укрупненными ячейками от результатов расчета модели с исходной геологической сеткой.


Рис. 5. Примеры ГСР с сохранением (а) и искажением (б) вертикальной неоднородности в результате апскейлинга

Заключение

Рассмотренные в данной статье аспекты ремасштабирования геомодели раскрывают основные подходы к этому процессу и показывают места, где специалист должен быть особенно внимателен, чтобы не совершить ошибку, которая может оказаться критической для дальнейшего создания фильтрационной модели и достоверности выполняемых по ней прогнозов. Существует также много других аспектов в рамках данной тематики, но их рассмотрение выходит за рамки данной статьи.

Список литературы

  1. РД 153–39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. — М.: Минтопэнерго России, 2000. — 130 с.
  2. М-01.05.25–02 Методический документ. Создание цифровых гидродинамических моделей. — СПб.: ОАО «Газпром нефть», 2015.
  3. Техническое описание Eclipse, Schlumberger, 2017.
  1. RD 153–39.0-047-00, Reglament po sozdaniyu postoyanno deystvuyushchikh geologo-tekhnologicheskikh modeley neftyanykh i gazoneftyanykh mestorozhdeniy (Regulation on the creation of permanent geological and technological models of oil and gas field), Moscow: Publ.

    of Mintopenergo RF, 2000, 130 p.

  2. M-01.05.25–02, Metodicheskiy dokument. Sozdaniye tsifrovykh gidrodinamicheskikh modeley (Guidance document. Creation of digital hydrodynamic models): St. Petersburg: Publ. of Gazprom neft’, 2015.
  3. Technical description of Eclipse, Schlumberger, 2017.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

С.В. Кайгородов. Типичные ошибки при создании гидродинамических моделей. Часть I. Ремасштабирование геологической модели // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2018 — № 2(8). — С. 52-58.

The reference to this article in English is:

S.V. Kaygorodov. Typical errors in the reservoir simulation. part I. Upscaling of the geological model (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2018, no. 2(8), pp. 52-58.

Источник: https://ntc.gazprom-neft.ru/research-and-development/proneft/2247/35974/

Scicenter1
Добавить комментарий