Магистерская диссертация на тему "ТЮМГУ | Численная методика построения карт изобар, учитывающая фактическую работу скважин, замеры пластового давления и геологическую неоднородность нефтяного пласта"

Работа на тему: Численная методика построения карт изобар, учитывающая фактическую работу скважин, замеры пластового давления и геологическую неоднородность нефтяного пласта
Оценка: хорошо.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра прикладной и технической физики

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
магистерская диссертация
ЧИСЛЕННАЯ МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ИЗОБАР, УЧИТЫВАЮЩАЯ ФАКТИЧЕСКУЮ РАБОТУ СКВАЖИН, ЗАМЕРЫ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

16.04.01 Техническая физика Магистерская программа «Физика недр»

Тюмень 2023 год

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ МОДЕЛИ ФИЛЬТРАЦИИ И РЕШЕНИЕ СИСТЕМЫ ЛИНЕЙНЫХ АЛГЕБРАИЧЕСКИХ УРАВНЕНИЙ 12
1.1 МНОГОКОМПОНЕНТНАЯ (КОМПОЗИЦИОННАЯ) МОДЕЛЬ 12
1.2 МОДЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ ОДНОРОДНОЙ ЖИДКОСТИ 13
1.3 МОДЕЛЬ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ 13
1.4 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ СИСТЕМЫ ЛИНЕЙНЫХ АЛГЕБРАИЧЕСКИХ УРАВНЕНИЙ 14
1.5 РЕШЕНИЕ СИСТЕМЫ ЛИНЕЙНЫХ АЛГЕБРАИЧЕСКИХ УРАВНЕНИЙ МЕТОД ГАУССА 16
ГЛАВА 2. ОПИСАНИЕ ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ 22
ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЧИСЛЕННОГО РЕШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ 28
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 47
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 48

ВВЕДЕНИЕ
Карты изобар широко используются при анализе состояния разработки месторождений и планировании геолого-технических мероприятий. Поэтому оперативное построение достоверных карт изобар является одной из важнейших задач для любого нефтедобывающего предприятия.
На практике значительное число таких карт строится методом интерполяции прямых замеров пластового давления. Для успешного применения данного метода необходим практически полный охват фонда скважин гидродинамическими исследованиями (ГДИ), что не всегда целесообразно из-за больших потерь добычи нефти во время их проведения. Кроме того, в соответствии с регламентом РД 153-39.0-109-01 [РД М.: Наука, с 95] периодичность проведения замеров пластового давления составляет от полугода до года, в то время как построение карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. Замеры пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду скважин в течение года, либо по большинству скважин в течение короткого периода времени. В результате на дату построения карт изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охваченной замерами. Для остальных скважин используются устаревшие замеры или замеры по ближайшим скважинам. В то же самое время замеры пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду скважин в течение года, либо по определенной выборке скважин в течение короткого периода времени.
В ряде случаев остановка скважин для определения пластового давления нецелесообразна или не рекомендуется по техническим причинам. В частности, если обсадная колонна негерметична, то частые остановки скважины для замера пластового давления могут увеличить опасность утечки газа через не герметичности колонны. При больших глубинах залежи остановка скважин на длительное время нецелесообразна из-за аномально высокого пластового давления. Остановка скважин для измерения пластового давления на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами снижает коэффициент эксплуатации скважин, вскрывших пласты, и связана с длительной стабилизацией и восстановлением давления [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А, c. 114].
Известен «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений [Васильевский В.П., Петров А.И., с. 150.]. Исходными данными для построения карт изобар являются величины пластовых давлений, замеренных в скважинах во время проведения ГДИ и приведенных к выбранной горизонтальной плоскости. Строящиеся по этим данным карты приближенно характеризуют сглаженную пьезометрическую поверхность без депрессионных воронок вблизи забоя эксплуатационной скважины. Так как пьезометрическая поверхность во времени изменяется, то карта изобар характеризует ее форму лишь на определенный зафиксированный момент.
Недостатком данного способа является то, что для его реализации необходим практически полный охват фонда скважин ГДИ. А это не всегда целесообразно из-за возможных больших потерь добычи продукта во время их проведения.
Также ГДИ нельзя проводить на нескольких скважинах одновременно, особенно если они расположены близко друг к другу, так как в этом случае на величину замеряемого в каждой скважине давления будут влиять остановки других скважин. Поэтому календарный график замеров пластовых давлений с целью построения карты изобар должен составляться таким образом, чтобы:
- все замеры были проведены в возможно более короткий срок;
- на величину измеряемого в каждой скважине пластового давления не влияли остановки других скважин, которые связанны с замерами в них пластовых давлений.
Эти два требования противоречивы, и выполнить их одновременно практически не удается.
График замеров составляется так, чтобы в основном выполнялось второе требование, т.е. отсутствовало влияние других скважин. В результате на дату построения карт изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охваченной замерами. Для остальных скважин используются либо устаревшие
замеры, либо замеры по ближайшим скважинам с использованием не всегда корректных методов приведения замеров пластовых давлений по скважинам к одной дате.
Наиболее близким по технической сущности к построению карты изобар является «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений [Патент №2634770]. Способ включает использование результатов ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базы данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС). Для этого система телеметрии кустов газовых скважин в реальном масштабе времени производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру, устьевой температуры Ту, расхода газа Q и передает их в ИУС установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ). Используя их и паспортные данные скважин, система расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р. и пластового давления Рп.р., которые также записывает в БД ИУС.
Существенным недостатком указанного способа является его достаточно высокая погрешность. Она связана с тем, что определение давления в забое скважины и в пласте производится расчетным путем на основе текущего значения устьевого (заколонного) давления, измеряемого системой телеметрии, и уступает по точности методу измерения забойного, пластового давления глубинным манометром.
В связи с этим возникает потребность в расчете пластового давления на участках месторождения, не охваченных ГДИ. Для однородных пластов существуют достаточно простые и эффективные методики расчета пластового давления. Однако большинство пластов характеризуется значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Кроме того, даже в случае пласта с постоянными по площади ФЕС применение заводнения нарушает его однородность: из-за различия фазовых проницаемостей и вязкостей нефти и воды значения гидропроводности вблизи добывающих и нагнетательных скважин становятся различными. Таким образом, расчет полей давления в реальных условиях необходимо выполнять с учетом неоднородностей пластов. Использование детальных гидродинамических моделей месторождений позволяет в полной мере учесть неоднородность пласта. Однако значительные временные затраты на создание и адаптацию моделей затрудняют их использование для оперативного построения карт изобар.
Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.
При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар и проявляющейся в периоде накопления последних данных. Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.
Карта изобар служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.
Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.
С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем
— важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или
искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.
Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рисунке 1 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Рис. 1. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме
По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рисунке 1, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи. Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в
прискважинной зоне и стволе скважины.
Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.
Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.
Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.
Существуют различные модели фильтрации. Выбор модели [Пергамент А.Х., Попов С.Б., Шилович Н.Н., C 82.] основывается на нескольких факторах. В первую очередь, необходимо учитывать тип залежи, свойства флюидов и особенности процесса разработки. Кроме того, выбор определяется размерностями модели, граничными и начальными условиями, числом фаз и учитываемых компонентов, учетом физико-химических процессов при необходимости, выбором методов решения уравнений и параметров численного расчета и т. д.
Для получения решения поставленных на основе этих моделей задач могут использоваться численные методы. В настоящее время создано большое количество различных моделей и симуляторов, их включающих, в основе которых лежат численные методы. Эти модели позволяют успешно и с высокой точностью решать большой спектр задач.
Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений будет базироваться на решении системы линейных алгебраических уравнений (СЛАУ), включая использование результатов ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных. По команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты.
Целью работы является создание инструмента для построения карты изобар, по усовершенствованной методике основанной на численном решении. Поставлены следующие задачи:
1. Построить математическую модель. Получить уравнение учитывающее изменение давления
2. Метод должна учитывать фактическую работу и замеры пластового давления скважин
3. Инструмент должен позволить оценить пластовое давление в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Artun, Emre, Characterizing Reservoir Connectivity and Forecasting Waterflood Performance Using Data-Driven and Reduced-Physics Models, Society of Petroleum Engineers, 2016, p. 64.
2. Aziz K., Notes for petroleum reservoir simulation., Stanford University, Stanford, 1994, p. 271.
3. Carstensen C., A posteriori error estimate for the mixed finite element method, Math. Comput. Amer. Math. Soc. 1997. V. 66, N 218. pp. 465–476.
4. Donea J. Huerta A., Finite element methods for flow problems. Chichester: John Wiley & Sons Ltd, 2003, p. 53.
5. Ertekin Т., Abou-Kassem J.H., King G.R., Basic applied reservoir simulation. Richardson, 2001, p. 406.
6. Fei Cao, Haishan Luo, Larry W. Lake, Oil-Rate Forecast by Inferring Fractional- Flow Models From Field Data With Koval Method Combined With the Capacitance/Resistance Model, Society of Petroleum Engineers, 2015, p. 20.
7. J.Sirignano, K.Spiliopoulos, DGM: A deep learning algorithm for solving partial differential equations, Journal of Computational Physics, Volume 375, 2018, p. 1339-1364.
8. Koryagin A., Khudorozkov R., Tsimfer S., PyDEns: a Python Framework for Solving Differential Equations with Neural Networks, 2019, pp. 34-41
9. Mattax C.C., Dalton R.L., Reservoir simulation. - SPE Monograph vol. 13. – Richardson, 1990, p. 174.
10. Simonov M.V., Perets D.S., Kotezhekov V.S., Applied Problems of Oil Engineering, Conference: Geomodel 2018, pp. 26-29.
11. Todd M.R., Longstaff W.J., The development, testing and application of a numerical simulator for predicting miscible flood performance, J Pet Technol, 1972. - V. 24, № 7. – pp. 874-882.
12. Trangenstein, John A.; Bell, John B. Mathematical Structure of the Black-Oil Model for Petroleum Reservoir Simulation. SIAM Journal on Applied Mathematics. Society for Industrial and Applied Mathematics, pp. 749– 783.
13. Азиз X., Сеттари Э., Математическое моделирование пластовых систем. М.:Недра, 1982. C 405–408.
14. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М., Движение жидкостей и газов в пористых пластах, Недра, Москва, 1984, C 208.
15. Васильева М.В., Прокопьев Г.А., Численное решение задачи двухфазной фильтрации с неоднородными коэффициентами методом конечных элементов, Математические заметки СВФУ, 2017. Том 24, №2, C 7.
16. Вержбицкий В. М. Основы численных методов. М.: Высшая школа, 2009,
C 323–325.
17. Вирц Р.А., Папин А.А., Вайгант В.А., Численное решение одномерной задачи фильтрации несжимаемой жидкости в вязкой пористой среде, Известия АлтГУ 2018. No 4 (102), C 3.
18. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин, Наука, 1995, C. 114.
19. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование, 2009, ООО ИПЦ Маска, C 376.
20. Зоткин О.В., Симонов М.В., Осокина А.Е., Андрианова А.М., Маргарит А.С., Тимошенко В.А., Лебедев С.Ф., Новый подход к доуточнению прогнозов прокси-моделей пласта с помощью алгоритмов машинного обучения, Известия ТПУ, 2019, С 22.
21. Каневская Р. Д., Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов, Институт компьютерных исследований, 2002. C 140.
22. Маскет М., Физические основы технологии добычи нефти, 1953, Институт компьютерных исследований, C 606.
23. Нургатин Р.И, Лысов Б.А., Применение 3D моделирования в нефтегазовой отрасли, Нургатин Ренат Исмагилович, Лысов Борис Антонович Применение 3D моделирования в нефтегазовой отрасли, Известия СО РАЕН, 2014, С 36-37.
24. Патанкар С. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости, 1984, М.: Энергоатомиздат, C 49.
25. Петерсилье В.И. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом, 2003, НПЦ Тверьгеофизика, C 258.
26. Пергамент А.Х., Попов С.Б., Шилович Н.Н., Асимптотические задачи фильтрации при наличии фазовых переходов, Препринты ИПМ им. М. В. Келдыша, 2003, C 82.
27. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, Министерство энергетики РФ, 2002. C 95.
28. Розенберг М.Д., Кундин С.А., Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа, Недра, 1976, C 335.
29. Самарский А. А., Вабищевич П. Н., Численные методы решения задач конвекции-диффузии, ЛКИ, 2004, C 241.
30. Соловьев В.П., Кривоносова Т.М. Основы алгоритмизации и программирования, БГТУ, 2008, С 61–65.
31. Симонов М.В., Пенигин А.В., Смирнов Н.А., Маргарит А.С., Пустовских А.А., Ситников А.Н., Методология построения моделей на данных (метамоделей) и перспективы их применения для решения актуальных вызовов нефтяного инжиниринга, PROнефть, 2019, C 43–46.
32. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика/В.Н. Щелкачев, Б.Б. Регулярная и хаотическая динамика, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001.C 735.