Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

С начала семидесятых годов прошедшего века коллектив исследователей в составе В. П. Майера, В. И. Шилова, В. П. Сонича, В. М. Исаченко, занимающийся под руководством Ю. Е. Батурина по настоящее время проектированием разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири, одновременно занимается совершенствованием и созданием методов проектирования разработки.

Начав с эмпирической методики расчета технологических показателей разработки В. Д. Лысенко, коллективом последовательно (в соответствии с уровнем развития средств вычислительной техники) были разработаны математические физически содержательные фильтрационные модели одномерной двухфазной, двухмерной двухфазной, одномерной трехфазной, двухмерной трехфазной, трехмерной трехфазной фильтрации.

С их применением проектировались месторождения Западной Сибири, в том числе Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Варьеганское, Лянтор-ское. Обоснованы уникальные технологии разработки газонефтяных залежей Лянторского, Быстринского, Вачимского, Федоровского, Комарьинского, Луги-нецкого и др. месторождений, представленные тонкими по разрезу (5−10 м), обширными по размерам (десятки километров) нефтяными оторочками, подстилаемые подошвенной водой, а сверху имеющие обширные газовые шапки.

Все вариации созданных коллективом гидродинамических моделей были брендом АСПР «Техсхема», недостатком которой являлось отсутствие на тот период модулей геологического моделирования. Поэтому, когда в начале девяностых годов появились нормативные документы, предписывающие составлять проектные документы на базе трехмерных геологических моделей, проведено доукомплектование АСПР «Техсхема» западными программными продуктами геологического моделирования".

Целью настоящей работы является разработка отечественных оригинальных программных продуктов (ПП) для создания геолого-фильтрационных моделей, позволяющих проектировать разработку нефтяных и газонефтяных месторождений на качественно новом уровне.

Указанные ПП нами созданы и продолжительное время используются при выполнении проектных работ. Описание формирования геологической и фильтрационной моделей для выполнения гидродинамических расчетов в вариантах разработки проектного документа приводится в основных разделах работы.

выводы.

1. С позиций точности воспроизведения запасов в ГМ и расчета технологических показателей разработки в ФМ (до ±5%) установлен необходимый размер шага сеточной области, численное значение которого не должно превышать радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин в системе разработки (30−100 м для плотностей сеток скважин, применяемых в Западной Сибири).

2. Разработаны алгоритмы и программы создания геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений как классического строения, так и с некоррелируемыми разрезами скважин, позволяющие воспроизвести в ГМ с высокой точностью базовые параметры залежей: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной нефтегазонасыщенности, песча-нистости, расчленности, остаточной нефте, -водогазонасыщенностиэффективной толщиныэффективной нефтегазонасыщенной толщиныобщей толщиныплощади нефтеносностиначальных балансовых запасов нефти и газа.

3. Разработаны алгоритмы и программы ремасштабирования ГМ в ФМ, позволяющие воспроизвести в последних с высокой точностью базовые параметры залежей: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной нефтегазонасыщенности, расчленности, остаточной нефтеводо-газонасыщенностиэффективной толщиныэффективной нефтегазонасыщенной толщиныобщей толщиныплощади нефтеносностиначальных балансовых запасов нефти и газа.

4. Разработаны программные модули в геологической модели «Недра»:

— «Недра-карта» — построение карт геологических параметров различными методами интерполяции;

— «Недра-каротаж» — просмотр, редактирование каротажных диаграмм, автоматическая и полуавтоматическая корреляция геофизических разрезов скважин;

— «Недра-разрез» — спринт-анализ геологического строения локальных участков залежей путем построения геологических разрезов на основе РИ.

ГИС, результатов корреляции разрезов скважин и данных сейсмических исследований;

— «Недра-куб» — проведение, математических, статистических операций, расчеты задач, требующих логического ветвления операций;

— «Heflpa-upscaling» — ремасштабирование геологической цифровой модели в фильтрационную как в плоскости XY, так YZ с максимально возможным сохранением характерных особенностей геологического строения эксплуатационных объектов месторождения, расчет параметров макронеоднородности;

— «Недра-запасы» — расчет запасов нефти на основе 2-х и 3-х мерных ГМ, формирование нормативных таблиц, сопоставление с запасами, числящимися на государственном балансе.

5. Разработан метод формирования параметров фильтрационной модели, основанный на промысловых исследованиях скважин и пластов, геофизической и керновой информации.

6. Разработаны методы построения функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды, основанные на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой.

7. Выполненные исследования в сочетании и АСПР «Техсхема» являются отечественными программными продуктами, разработаны на основе оригинальных алгоритмов, широко применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении проектных работ, подсчета запасов и обоснования КИН нефтяных и газонефтяных месторождений.