автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования

Введение.

1. Принятие решений при регулировании разработки нефтяных месторождений.

1.1 Особенности разработки месторождений в Ноябрьском регионе.

1.2 Анализ методов и подходов, лежащих в основе принципов выбора ГТМ. Проблемы принятия оптимальных решений.

1.3 Задачи исследования.

2. Создание базы данных по истории разработки месторождений и методики оценки эффективности ГТМ.

2.1 Особенности формирования баз данных по истории разработки нефтяных месторождений.

2.2 Структура базы данных.

2.3 Формулы ремонта для детального анализа КРС.

2.4 Методы оценки эффективности ГТМ.

2.5 Результативность ГТМ в ОАО «Сибнефть-ННГ».

3. Изучение особенностей применения ГРП в ОАО «Сибнефть-ННГ»

3.1 Анализ применения ГРП в Ноябрьском регионе.

3.2 Обоснование методики выбора скважин и планирования ГРП

3.3 Перспективы развития метода ГРП.

4. Проектирование эффективных технологий разработки на основе горизонтального бурения.

4.1 Принципы проектирования на основе гидродинамических моделей.

4.2 Обоснование параметров для ГДМ на основе анализа разработки месторождений.

4.3 Применение гидродинамического моделирования при мониторинге Сугмутского месторождения.

Актуальность работы

Современное состояние разработки месторождений нефти и газа в Тюменском регионе определяется тем, что большинство крупных месторождений в нефтяных компаниях вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся снижением дебитов скважин, повышенной их обводненностью, наличием большого фонда простаивающих скважин.

Эффективность работ по воздействию на пласт снижается, что связано, с одной стороны, с истощением запасов и ухудшением их структуры, с другой - с отсутствием системного анализа различных методов воздействия на пласт и выявления области применения каждого из них.

В последнее десятилетие активно проводятся гидроразрывы пластов (ГРП) - на многих месторождениях до 50 % скважин интенсифицировано подобным образом. При этом пока не решены вопросы рационального применения таких дорогостоящих мероприятий, так как многие операции ГРП не дают ожидаемых результатов. При разбуривании новых перспективных площадей активно осваивается горизонтальное бурение.

Весьма важным является то, что принятие оптимальных решений на современном этапе развития производства возможно только на основе системного подхода к анализу сложных процессов вытеснения нефти, создания содержательных геолого-гидродинамических моделей (ГДМ), которые должны обеспечить реальное повышение качества мониторинга разработки месторождений.

Цель работы. Оптимизировать и повысить результативность выбора рациональных геолого-технических мероприятий (ГТМ) на основе использования системного анализа разработки и эксплуатации месторождений.

Научная новизна

1. Разработана новая структура базы данных, включающая наиболее полное формализованное описание всех технологических операций в скважинах в виде «формул ремонта», осуществляемых при эксплуатации скважин, которая отображает наиболее полно историю разработки месторождения.

2. Обоснованы методики определения рациональных ГТМ при ежемесячном планировании мероприятий на основе обработки информации по ранее реализованным методам воздействия.

3. Разработана методика выбора скважин и проектирования сложных ГТМ (таких как ГРП), предусматривающая системный анализ выработки запасов на соответствующих участках пласта.

4. Доказана необходимость проведения специальных аналитических исследований по обоснованию исходных параметров пласта для построения гидродинамических моделей. Разработаны новые приемы изучения особенностей вытеснения нефти на отдельных участках залежи, связанные с построением динамических карт разработки, изменения продуктивности скважин и гидродинамических параметров.

Практическая ценность работы

1. Сформирована база данных по истории разработки месторождений, включающая подробное описание всех ГТМ, выполненных с начала разработки.

2. Составлено "Методическое руководство по выбору скважин для проведения ГРП в нефтяной компании ОАО «Сибнефть-ННГ», по которому в настоящее время выполняются ГРП в Ноябрьском регионе.

3. Разработана методика обоснования параметров для моделирования, которая применена при создании гидродинамической модели Сугмутского месторождения.

На основе созданной модели Сугмутского месторождения выполнено моделирование различных сценариев выработки запасов на центральном участке, выбран наиболее эффективный вариант разработки этого участка с редкой сеткой скважин и горизонтальными стволами длиной до 1200 м. В результате, пробурена наиболее продуктивная горизонтальная скважина № 2445, которая работает с дебитом 1410 м3/сут.

Автор глубоко благодарен научному руководителю, доктору технических наук, профессору Зозуле Григорию Павловичу. Особо признателен руководителям различных подразделений компании ОАО «Сибнефть-ННГ» Матевосову А.Р., Красневскому Ю.С., Дияшеву И.Р., Кундину A.C., Рыжову C.B., Козык Ф.К. за активный интерес к рассматриваемым проблемам, участие в работе, благожелательное отношение и поддержку.

Основные выводы и рекомендации

1. Системный анализ методов принятия решений при регулировании разработки нефтяных месторождений показал необходимость создания методологии выбора оптимальных программ планирования ГТМ. Массовые операции ГТМ (такие как ОПЗ, УОС и другие) должны планироваться на основе изучения опыта предыдущего их применения на месторождении с учетом «истории разработки» месторождения.

2. Разработана информативная база данных по истории разработки нефтяных месторождений, основанная на иерархической классификации ГТМ, где уровень ГТМ определяется их значимостью и затратами. Описание технологий ремонтов предложено осуществлять в виде «формул ремонтов», что обеспечивает хранение в сжатой форме емкой информации о всех проводимых на скважинах операциях в течение всего периода жизни скважины. Разработанная таким образом база данных позволяет осуществить глубокий анализ результативности мероприятий, применяемых при управлении производством.

3. Обоснована методика анализа результатов проведенных ГТМ и оценки их эффективности, включающая изучение информации за продолжительный период работы скважины до и после ГТМ.

4. Разработана система оперативного изучения и анализа разработки участков месторождения, на которых планируются затратные ГТМ (гидроразрывы пласта, зарезка второго ствола и т. д.). Обоснованы критерии выбора скважин для проведения сложных ремонтов.

5. Разработана новая методика обоснования параметров пласта для построения гидродинамических моделей (ГДМ), включающая построение динамических карт разработки, изменения продуктивности скважин и гидродинамических параметров.

6. Применение ГДМ при проектировании горизонтальных скважин на основе информативных баз данных и системного оперативного анализа разработки месторождений позволило эффективно пробурить на

129

Сугмутском месторождении 7 скважин с длиной горизонтального участка до 500 - 600 м, дебит нефти которых составил более 500 тонн/сут, а в скважине № 2445 с длиной окончания 1200 м получен рекордный дебит -более 1410 м3/сут.

1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 131 с.

2. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987.-264 с.

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.

4. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. М.: Высшая школа, 1992.-231 с.

5. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. 269 с

6. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. Изд-во «Наука», 1964.

7. Глова В.Н., Латышев В.Н. "Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз", НХ, № 1, 1996, с. 52-54.

8. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 643 с.

9. Ю.Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. - М.: Недра, 1979. - 302 с.

10. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. - 122 с.

11. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-247 с.

12. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

13. Каневская Р.Д., Кац P.M. "Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения" НХ, № 6, 1998, с. 34-37.

14. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, 204 с.

15. Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М. Исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Труды всероссийской научно-технической конференции "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы", Т. 1, Альметьевск, 2001, с. 315 323.

16. Карнаухов М.Л. К вопросу о применимости методик определения параметров пласта по данным испытания скважин. / М.Л.Карнаухов, Н.Ф. Рязанцев // Нефт.хоз-во. 1976, № 1. - С. 18-20.

17. Карнаухов М.Л. Влияние притока жидкости на кривые восстановления давления при испытании скважин. // Нефт. хоз-во. 1977, № 9. - С. 29-33.

18. Карнаухов М.Л. Гидропрослушивание скважин // Карнаухов М.Л., Гапонова Л.М., Андреев B.C. / Там же.- С. 34-35.

19. Кокорин A.A., Заболотнов А.Р. "Особенности разработки юрских отложений Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта", НХ,№ 10, 1997, с. 54-58.

20. Кульпин Д.Г. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов./ Д.Г.Кульпин, Ю.А. Мясников // М.: Недра, 1974. -200 с.

21. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Хабибуллин З.А. и др. Применениевероятностных методов к решению задач нефтегазодобычи. Уфа: УНИ, 1984.-94 с.

22. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация процесса глубинно-насосной нефтедобычи в условиях Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат. 1986.-160 с.

23. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ, 1995.

24. Кучумов Р.Я., Нурбаев Б., Кучумов P.P. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционных работ в осложненных условиях. Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 1998.-224 с.

25. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 1999.-132 с.

26. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979, 248с.

27. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоитехиздат, 1949 -628с.

28. Малышев А.Г., Малышев Г.А. и др. "Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", НХ, № 9, 1997, с. 40-46.

29. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. 355 с.

30. Ревенко В.Н. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири и пути из решения./ Материалы совещания: Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. Альметьевск, сентябрь 1995.-М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

31. Ром Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966. - 284 с.

32. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М.: Наука, 1995. 523 с.

33. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 369 с.

34. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. 286 с.

35. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока. Нефт. хоз-во. 1964, №3.-С. 36-40.

36. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960. 319 с.

37. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998, 304 с.

38. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. 467 с.

39. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995.4. 1. 586 е.; 4.2. 493 с.

40. Щелкачев В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948., 144 с.

41. Яковлев В.П. Гидродинамический анализ недр. Ч. 1, Анализ притоков. ОНТИ, Москва. 1936., 206 с.

42. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept. 1979.-p. 279-290.

43. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model Identification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.

44. Ammann C.B. Case Histories of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .-p. 27-56.

45. Anraku Т., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis. // SPE Formation Evaluation, June, 1995, p. 114-121.

46. Athichanagorn S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

47. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988), p. 186-196.

48. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5-8, 1997.

49. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing 'Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21-50.

50. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.

51. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.

52. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press , Oxford, London, 1959.- 542 p.

53. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.

54. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services // 1982-1983, 1988-1989.

55. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967,-No5.-p. 265-269.

56. Dake L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering // Elsevier Scientic Publishing Company, New York, 1978.

57. Deng X.F. and Hörne R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3-6, 1993.

58. Deng X.F. and Hörne R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

59. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2-4, 1986. p. 443-461.

60. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977.

61. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

62. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980.-p. 1065-1077.

63. Fernandez B., Ehlig-Economides C., and Economides M.J. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.

64. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), p. 427-436.

65. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September 1998.

66. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

67. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect // J. Petrol. Technol. Dec. 1956. -p. 65; Trans. AIME, 1956, 207. p. 356-357.

68. Hegeman P.S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage // SPEFE., Sept. 1993.- p. 201-207.

69. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 18-20, 1986.

70. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1990.

71. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), 599-606.

72. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27972, presented at the University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29-31, 1994.

73. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.

74. Horner D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951 , v.II.- p. 505.

75. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533

76. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

77. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods // J. Petrol. Technol., Oct. 1972.

78. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27652, 1994.

79. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems // Trans. A8 № 1956, v.78, № 5.

80. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells. //Monograph Series, Sosiety of Petroleum Engineers, Dallas, 1967.- 172 p.

81. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207-214.

82. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data// J. Petrol. Technol., July, 1971.

83. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. - p. 91-104.

84. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period//J.P.T., 1982.

85. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97-104; Trans AIME. 249.

86. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.

87. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 1495- 1505.

88. Rogers E.J. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37068, 1996.

89. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

90. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, (March 1996).

91. Suzuki K., Nanba T. Horizontal well test analysis system. SPE 20613, 1990.

92. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage //Trans., AGU. 1955. v-II. p. 519.

93. Tauzin E., and Home R.N. Influence Functions for the Analysis of Well Test Data from Heterogeneous Permeability Distributions, paper SPE 28433, Proceedings, 70th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, September 25-28, 1994.

94. Temeng K.O. and Hörne R.N. The Effects of High Pressure Gradients on Gas Flow, SPE 18269, Proceedings, 63rd Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 2-5, 1988.

95. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells //Trans. AIME, 1953, v. 198. p. - 171-176.

96. Van-Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in the Reservoirs // Trans. AIME. 1949, -v. 186. -p. 305-324.

97. Wattenberger R.A., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment// SPEJ, Sept. 1979.-p. 291-297.

98. Williams E. T., Kikani J. Pressure transient analysis of horizontal well in a naturally fractured reservoir. SPE 20612, 1990.