СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF OIL AND GAS CONDENSATE MULTIPAY FIELD DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам контроля разработки нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений.
Известен способ контроля за разработкой, который предусматривает реализацию геолого-промысловых и лабораторных исследований, направленных на получение информации о физических и химических свойствах пластовых флюидов и вмещающих их пород-коллекторов [Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию скважин и пластов. М.: Недра, 1980, 301 с.].
Недостаток способа в том, что он предусматривает исследование характеристик отдельных компонент системы разработки, не позволяя учитывать их взаимное влияние, что сказывается на точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.
Известен способ контроля за разработкой, который включает проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геологопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геологогидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС с построением профилей и блок-диаграмм выработки запасов, позволяющих отслеживать текущую структуру запасов, на основании которых планируют дальнейшие геолого-технические мероприятия [Патент РФ №2135766].
Недостаток данного способа в том, что он не предусматривает определенность выбора настроечных параметров и алгоритма проведения адаптации фильтрационной модели. При этом повышается неопределенность данных в модели и снижается точность и достоверность прогноза показателей разработки, а следовательно, и определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.
Предлагаемый способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения направлен на решение задачи оптимизации регулирования разработки с целью повышения коэффициента извлечения углеводородов.
Техническим результатом применения данного способа является повышение точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.
Технический результат достигается тем, что способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения включает определение на основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения глубины залегания, площадей и эффективных мощностей залежи, построение структурных карт, выполнение детальной межскважинной корреляции с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений, определение по данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определение по данным замеров, выполненных глубинным манометром, начальных давления и температуры в пласте, а по результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику-определение начального состава и свойств углеводородной системы, насыщающей пласт, выполнение в процессе промышленной эксплуатации месторождения мониторинга показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, проведение газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований, после чего производят анализ результатов мониторинга разработки, создают на основе композиционного подхода численную фильтрационную модель месторождения, адаптацию которой осуществляют в два этапа, каждый из которых представляет собой строгий алгоритм действий, исключающий влияние каждого последующего шага адаптации на результаты предыдущего, на первом этапе производят настройку материального баланса углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления, на втором этапе осуществляют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин, при этом в качестве параметров контроля качества модели выступают значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа, дополнительными параметрами контроля выступают распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований, профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями, значения пластового давления по скважинам, получаемые по данным гидродинамических исследований, адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, запускают на расчет прогноза технико-экономических показателей разработки и, в результате, на ее основании рассчитывают технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу, обеспечивающие высокие конечные коэффициенты извлечения из недр углеводородной продукции.
Способ осуществляют следующим образом.
На основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения определяют глубину залегания, площади и эффективные мощности залежи, строят структурные карты, выполняют детальную межскважинную корреляцию с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений. По данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом определяют фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. По данным замеров, выполненных глубинным манометром, устанавливают начальные пластовые условия в пласте: давление и температуру. По результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику определяют начальные состав и свойства углеводородной системы, насыщающей пласт.
В процессе промышленной эксплуатации месторождения осуществляют мониторинг показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, газодинамические, газоконденсатные и промыслово-геофизические исследования.
После этого производят анализ результатов мониторинга разработки.
По результатам анализа создают численную фильтрационную модель месторождения.
Учитывая специфику поведения газоконденсатных систем, создание фильтрационной модели осуществляют с использованием композиционного подхода, учитывающего компонентный состав углеводородной системы, ее физические свойства, основанного на использовании кубического уравнения состояния, который позволяет получить значения концентраций углеводородных компонентов в любой точке модели на всем временном интервале разработки.
Параметры, участвующие в настройке, имеют сложный взаимозависимый характер, поэтому адаптацию фильтрационной модели осуществляют в два этапа.
На первом этапе настраивают материальный баланс моделируемых углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления. Основным параметром, отвечающим за скорость массопереноса и изменение поля давления, является проницаемость коллектора. Поэтому настройка материального баланса производится модификацией проницаемости. Учитывая, что настройку осуществляют по значению общей добычи пластового газа по объекту и осредненному значению пластового давления в зоне отбора, адаптация на данном этапе носит скорее оценочный характер, позволяющий определить в целом поведение пластовой системы в процессе разработки.
На втором этапе адаптации выполняют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин. В качестве параметров контроля качества модели используют данные, характеризуемые наибольшей степенью достоверности: значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа по УКПГ. Для повышения точности настройки добавляют дополнительные параметры контроля, источником которых служат данные текущих промысловых и лабораторных исследований:
- распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований;
- профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями;
- значения пластового давления по скважинам (данные гидродинамических исследований).
Адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, используют для расчета прогноза технологических показателей разработки на перспективу.
Рассчитывают несколько вариантов разработки, из которых выбирают наиболее эффективный по технико-экономическим показателям и коэффициенту извлечения углеводорода. На основе выбранного варианта определяют оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ.
Рассмотрим применение способа контроля на примере участка опытно-промышленной разработки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения.
По результатам сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения 260 скважин определили следующие начальные геолого-физические характеристики залежи: размер площади залегания 170×70 км, глубины залегания продуктивных отложений 3500-4000 м, суммарные запасы составляют более 10 млрд тонн условного топлива, эффективные мощности отдельных пластов достигают 70-80 м; построили структурные карты, выполнили детальную межскважинную корреляцию с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений.
-3
2
По данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом выявили, что коллектор характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): коэффициент проницаемости составляет в среднем 2,2·10 мкм, коэффициент открытой пористости 16÷20%; тип коллекторов - поровый и смешанный порово-трещинный.
По результатам замеров глубинным манометром определили начальные термобарические условия в пласте: аномально высокое значение начального пластового давления 62 МПа и температура 105-112°С.
3
По результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику определили начальный состав углеводородной пластовой системы, выявили, что система недонасыщена (давление начала конденсации составляет 52,9 МПа), с высоким значением потенциального содержания конденсата в пластовом газе (до 360 г/м).
На участке месторождения в целях промышленной эксплуатации пробурено 6 скважин. В процессе эксплуатации на скважинах осуществляют мониторинг показателей разработки: забойного давления и температуры с помощью глубинных датчиков, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции. На протяжении разработки на скважинах периодически проводят газодинамические, газоконденсатные и промыслово-геофизические исследования.
Произвели анализ результатов мониторинга разработки и выполненных периодических исследований на текущий момент, на основе которого создали численную фильтрационную модель месторождения, необходимую для прогнозирования дальнейшего процесса разработки.
Моделирование выполняли с использованием композиционного симулятора, учитывающего состав углеводородной системы и фазовые процессы, происходящие при изменении термобарических условий.
Адаптацию модели осуществляли в два этапа.
эфф
На первом этапе настроили материальный баланс углеводородных компонентов. Для этого произвели модификацию зависимостей проницаемости от эффективной пористости для каждого пласта Кпр=f(m) в пределах фактического диапазона изменения экспериментальных значений:
Исходная зависимость Кпр=f(m<sub>эфф</sub>)
Модифицированная зависимость
Пласт 1
Кпр=0,0055<sup>0,478mэфф</sup>
Кпр=0,0055<sup>0,465mэфф</sup>
Пласт 2
Кпр=0,0026<sup>0,555mэфф</sup>
Кпр=0,0043<sup>0,523mэфф</sup>
где Кпр - проницаемость, мД
эфф
m - эффективная пористось, %.
В результате сходимость по величине объемного отбора достигла 100%, при этом отклонение в величине массового отбора не превысило 2% и были достигнуты фактические темпы снижения моделируемого пластового давления в эксплуатационной зоне залежи.
На втором этапе настроили модель на данные длительной эксплуатации. В качестве параметров контроля качества настройки использовали значения забойных и устьевых давлений, а также суммарную массу, объем пластового газа по объекту. При адаптации учитывали результаты анализа текущих газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований:
- на основе данных газоконденсатных исследований произвели перераспределение добычи пластового газа в пределах 10% между скважинами в соответствии с данными измерения дебита пластового газа на текущих технологических режимах эксплуатации;
- на основе данных промыслово-геофизических исследований настроили моделируемый профиль притока по пластам посредством задания в модели необходимого соотношения коэффициентов соединения скважины с пластами (″скин″-факторов): система представлена двумя пластами и фактическое соотношение их вкладов в общий объем добываемой продукции настроено с погрешностью менее 2%;
- по результатам анализа гидродинамических исследований получили значения пластового давления в районах отдельных скважин, что позволило использовать этот параметр в качестве дополнительного при контроле качества адаптации модели. Отклонение значения моделируемого пластового давления от фактического не превышает 5%.
В результате осуществления адаптации в два этапа и введения дополнительных параметров контроля качества, получили модель, отражающую специфику фильтрации фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах. Среднее отклонение расчетного значения от фактического по объемной добыче пластового газа в среднем составило минус 1,6%, по массовой добыче пластового газа - минус 1,9%. Различие в накопленной добыче пластового газа составило минус 1,62%, что позволило принять модель к использованию для расчета технологических показателей разработки на перспективу.
Рассчитали несколько вариантов разработки, из которых выбирали наиболее эффективный по технико-экономическим показателям и коэффициенту извлечения газа и конденсата. На основе выбранного варианта определили оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ.
Использование данного способа контроля позволило увеличить конечный коэффициент извлечения конденсата, по сравнению с принятым к реализации вариантом разработки, на 4,1%.