СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD FOR OIL RESERVOIR DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при формировании системы разработки малых и средних месторождений.
Из уровня техники известен способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей (RU 2547848 C2, Е21В 43/263, опубл. 10.04.2015). Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах, где ряды нагнетательных и добывающих скважин размещаются параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. При этом добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП.
Основным недостатком этого способа является использование шаблонной рядной системы разработки, которая может оказаться не эффективной на малых месторождениях, где важно учитывать геологическую неоднородность эксплуатационного объекта.
Наиболее близким к заявленному изобретению техническим решением, выбранным в качестве прототипа, признан способ выбора системы разработки месторождения (RU 2692369 C1, Е21В 47/10, G06F 17/00, опубл. 24.06.2019). Способ осуществляет определение площадного расположения скважин и включает формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих пласт; определение набора выходных изменяемых параметров, характеризующих систему разработки, где для каждого из типов системы разработки и каждого изменяемого параметра системы разработки выполняют ряд процедур, обеспечивающих получение динамики дебита скважин во времени.
Недостатком этого способа является низкая эффективность площадной системы разработки, которую применяют в способе, для участков месторождений или малых месторождений. Кроме того, способ подразумевает использование упрощенных аналитических моделей для оценки эффектов схем размещения вместо просчета реальных гидродинамических моделей, что позитивно сказывается на скорости расчетов, однако может иметь значительные расхождения с расчетами на гидродинамических моделях.
Техническая проблема, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в преодолении недостатков, присущих аналогам и прототипу за счет обеспечения возможности точечного размещения каждой скважины в нерегулярной сетке. Основная проблема, решаемая с использованием заявляемого изобретения, сводится к повышению коэффициента извлечения нефти (КИН).
Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в обеспечении потенциальной возможности повышения КИН, за счет применения нерегулярной сетки скважин, которая позволяет учитывать индивидуальные особенности геологического строения эксплуатационного объекта. Результат достигается благодаря предварительному определению оптимальных параметров системы разработки (общее число скважин, число пробуренных скважин за год, количество вовлекаемых запасов в разработку), путем нахождения предельных значений КИН и NPV.
Поставленная задача решается тем, что заявляемый способ разработки нефтяной залежи включает этапы моделирования и прогнозирования, при этом этап моделирования состоит в построении гидродинамической модели месторождения на основе данных, полученных при бурении разведочных скважин, включающей в себя карту состояния скважин, карту подвижных запасов, карты пластовых давлений, карты скоростей фильтрации пластовых флюидов, а этап прогнозирования включает применение вычислительной процедуры для оптимизации размещения скважин.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 и 2 приведена блок-схема алгоритма работы автоматизированной системы при реализации способа.
Способ может быть осуществлен на основе специализированного высокопроизводительного аппаратно-программного комплекса
моделирования состояний сложных систем на основании алгоритма AlphaZero, в частности симуляции нефтегазовых месторождений, выполненного в виде компьютера, содержащего центральный процессор Intel Core i7 или AMD Ryzen 7, дискретную видеокарту NVIDIA и 32 Гб оперативной памяти. Для обеспечения более высокопроизводительного выполнения параллельных вычислений в качестве видеокарты специализированного компьютера целесообразно применить модель GeForce RTX 2080 Ti, содержащую 2944 скалярных процессоров (ядер CUDA).
Способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом.
Первоначально с помощью средств ввода информации в аппаратно-программный комплекс вводят экономические ограничения модели, к которым относят плотность сетки скважин (число скважин на 1 Га), коэффициент ежегодного бурения от общего числа скважин, коэффициент вовлеченности извлекаемых запасов в год.
Затем определяют параметры дерева Монте-Карло и нейронной сети. Далее в симулятор загружают гидродинамическую модель месторождения, полученную на этапе моделирования. В случае отсутствия полевых данных для симуляции гидродинамическую модель синтезируют искусственно на основе имеющихся косвенных данных.
Дальнейшие действия выполняются в автоматическом режиме.
Рассчитываются оптимальные экономические параметры месторождения путем перебора параметров: коэффициента падения добычи нефти, количества скважин, которые бурятся в год, начальных извлекаемых запасов, вовлекаемых в разработку в год, и вычисления годовой добычи нефти по формуле (1) в случае наличия полки по добыче и (2) если полки нет.
y
y
где Z - темп вовлечения запасов в год, д.ед от НИЗ., N - время полного вовлечения запасов при заданном Z, год, L - время, когда добыта половина запасов, момент достижения полки, год, α - величина, обратная кратности запасов (3).
w
1
t
w
y
где Q - годовая добыча нефти по скважине, Z - запасы по месторождению, С - капитальные затраты, зависящие от макс, добычи нефти, β, β, β - коэффициенты операционных затрат на транспорт, инфраструктуру, скважины, W - количество пробуренных скважин в год.
Далее выполняется первоначальная инициализация нейронной сети и дерева Монте-Карло, а также выполняются гидродинамические расчеты с получением карт дебитов нефти, пластовых давлений и карт скоростей фильтрации пластовых флюидов. После чего размещается первая добывающая скважина в точке с максимальной нефтенасыщенностью.
Основной цикл моделирования выполняется до достижения моделью утвержденного КИН, либо достижения лимита скважин, либо достижения лимита ходов расчета.
В первом вложенном цикле выполняется итерационный перебор N секторов с добывающими скважинами. На каждом шаге цикла выполняются следующие действия.
Выполняется второй вложенный цикл, в котором выполняется M симуляций состояния N-го сектора.
В случае, если текущее состояние N-го сектора не является известным узлом дерева Монте-Карло, то осуществляется третий вложенный цикл выбора нового и последующих узлов дерева Монте-Карло до достижения максимально возможного числа его вершин на основании следующей зависимости:
где UCT - верхняя доверительная граница для деревьев (upper confidence bound for trees); Q - ожидаемая оценка узла, усредненная по всем визитам по ветви узла (0 - если ветка не исследована); P - априорная вероятность для действия в отношении этого узла (желательность); N - сумма всех визитов родительского узла; n - число визитов к этой ветке; с - уровень исследования, балансирующий исследование новых состояний и использование наиболее ценных, высокое значение с дает предпочтение менее исследованным узлам.
После окончания третьего вложенного цикла осуществляются гидродинамические расчеты с получением карт гидродинамической модели для текущего состояния дерева Монте-Карло с его оценкой с помощью нейронной сети. После чего выполняется обновление статистик узлов дерева Монте-Карло.
После окончания второго вложенного цикла M симуляций состояния N-го сектора выполняется выбор его лучшего модельного варианта по условию максимума частоты визитов узлов дерева Монте-Карло.
После окончания первого вложенного цикла итерационного перебора N секторов с добывающими скважинами среди них выбирается наилучший по модельным параметрам, после чего для выбранного сектора осуществляется принятие решение о бурении в его границах добывающей скважины, перевода имеющейся скважины в режим нагнетания для поддержки пластового давления или отсутствия действий.
После окончания основного цикла моделирования его результаты сохраняются жестком диске аппаратно-программного комплекса для дальнейшего анализа.
Прогресс обучения нейронной сети был разбит на два этапа и представлен в таблице 1.
Сравнительные результаты вариантов разработки месторождения, предложенные инженером-разработчиком и полученные по предложенному в настоящей заявке способу, рассмотрим на примере.
Месторождение А представляет собой месторождение-спутник большого месторождения Б, так что изученность тестового месторождения можно считать хорошей. Месторождение А разрабатывается с 2018 года. Для теста выбрана неразрабатываемая на момент моделирования залежь нефти пластово-сводового типа, представленная известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Размеры залежи: 1,2×1,1 км, толщина 7,1 м. Геологические запасы составляют 301.8 тыс. тонн, извлекаемые - 169.6 тыс. тонн.
Инженером разработчиком было представлено два варианта технологических схем разработки (TCP).
Вариант 1 инженера. Предусматривает разработку объекта собственными скважинами с избирательным размещением скважин и естественным режимом разработки. Фонд скважин: 4 добывающие. Проектный срок разработки - 72 года. Накопленная добыча нефти за весь период - 117 тыс. тонн. Расчетный КИН - 0,386.
Вариант 2 инженера. Предполагает бурение скважин с проведением двух гидроразрывов пласта. Разработка объекта ведется с поддержкой пластового давления. Фонд скважин: 4, в том числе три добывающие и одна нагнетательная. Проектный срок разработки - 59 лет. Накопленная добыча нефти за весь период - 119 тыс. тонн. Расчетный КИН - 0,395.
Аппаратно-программный комплекс «РН-НЕЙРОСЕТИ» выполнил моделирование ~9000 вариантов технологических схем разработки месторождения, что позволило улучшить показатели относительно утвержденных проектных технических документов на разработку месторождения А с учетом введенных ограничений модели - бурение вертикальных скважин без гидроразрыва пласта.
Вариант 0 предложенного способа разработки. Модельный вариант технологической схемы разработки, полученный на первом этапе обучения системы, показал неудовлетворительные результаты: одна из скважин была поставлена в переходной водонефтяной зоне, перевода скважин в режим нагнетания не производилось. Фонд скважин: 3. Расчетный КИН - 0.15.
Вариант 1 предложенного способа разработки. Модельный вариант технологической схемы разработки превосходит аналогичный вариант, предложенный инженером, тем, что система предложила перевести одну скважину в нагнетание, за счет чего удалось повысить КИН и NPV от разработки месторождения. Фонд скважин: 4, в том числе три добывающие и одна нагнетательная. Расчетный КИН - 0.389.
Вариант 2 предложенного способа разработки. Модельный вариант технологической схемы разработки уступает аналогичному варианту, предложенному инженером из-за ограничений модели использовать гидроразрыв пласта, но ключевой момент - перевод одной из скважин в нагнетание позволил получить достаточно хорошие модельные результаты. Фонд скважин: 4, в том числе три добывающие и одна нагнетательная. Расчетный КИН - 0.344.
В таблице 2 приведены результаты сравнения первого варианта инженера и первого варианта программно-аппаратного комплекса, так как эти варианты разработаны в сопоставимых условиях.
Дополнительно было проведено сравнение результатов работы предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с историческим результатом и результатами регулярных систем разработки на участке месторождения В. Геологические запасы составляют 12206.8 тыс. тонн, извлекаемые - 6872,43 тыс. тонн. Размеры залежи: 2,6×2,6 км, толщина: 65 м. На фиг. 3 представлено размещение скважин предлагаемого способа разработки и исторического варианта разработки. На фиг. 4 представлены варианты разработки месторождения регулярными площадными системами 9-точечной и 7-точечной.
Предлагаемый метод размещения нерегулярной сетки скважин показал результат лучше исторического варианта разработки. В таблице 3 приведены сравнительные показатели по накопленной добыче и NPV.
Для сравнения с регулярными площадными системами в одинаковых условиях в предлагаемом способе все скважины вводились единовременно в первый месяц расчета. Способ разработки нефтяной залежи показал результат, сопоставимый с результатами регулярных 9-точечной и 7-точечной систем (разница в накопленной добыче находится в пределах 5%, что является допустимым при сравнении интегральных показателей в соответствии с Временным регламентом оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей от 19.04.2012).
Таким образом, рассмотренный в настоящей заявке способ разработки нефтяной залежи позволяет обеспечить одновременный поиск множества оптимальных вариантов, которые могут быть пропущены инженером, являющимся специалистом по разработке технологических схем разработки месторождений, а автоматизация рутинных вычислительных операций по поиску таких вариантов, позволит высвободить время экспертов на отбор финального наиболее эффективного варианта разработки месторождения.