Результат интеллектуальной деятельности: Способ прогнозирования объемов добычи углеводородов из месторождений нефти и газа с использованием компьютерного моделирования

Настоящее изобретение относится к области планирования и оценки эффективности системы разработки месторождения нефти и газа и позволяет прогнозировать объемы добычи углеводородов из подземных флюидонасыщенных коллекторов. На практике, такие прогнозы необходимы для планирования системы разработки месторождения (формирование графика бурения скважин, выбор режима работы скважин, планирование мероприятий по интенсификации притока). Предлагаемый способ позволяет прогнозировать объемы добычи углеводородов с многокомпонентным составом из скважин различной конфигурации (наклонно-направленные, горизонтальные, многоствольные) в сложнопостроенных коллекторах с учетом влияния деформационных эффектов.

Для прогнозирования объемов добычи со скважин используется специализированное программное обеспечение, моделирующее фильтрацию в пористой среде (Chen Z., Huan G., Ma Y. Computational methods for multiphase flows in porous media. -Society for Industrial and Applied Mathematics, 2006), в котором, однако, отсутствует учет некоторых существенных эффектов, например, геомеханических. В случаях, когда необходим учет геомеханических эффектов, используется комбинация из геомеханического и гидродинамического солвера, работающих итерационно (Ahmed В. I., Al-Jawad М. S. Geomechanical modelling and two-way coupling simulation for carbonate gas reservoir //Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2020. - T. 10. - №. 8. - C. 3619-3648.). Недостатком такого подхода является то, что после последовательной работы двух солверов не производится контроль сходимости полученного решения, что может привести к получению нефизичных результатов.

Наиболее близким аналогом заявляемого способа моделирования является патент US 10590762 В2, в котором описан способ моделирования многофазной многокомпонентной фильтрации. В отличие от заявляемого способа, в патенте US 10590762 В2 для всех уравнений используется метод конечных элементов, что негативно сказывается на скорости и точности расчета фильтрации, не учитывается изменение проводимости в пласте при изменении напряженно-деформированного состояния, а также не используется измельчение расчетной сетки к скважинам и разломам.

Задачей изобретения является создание способа прогнозирования объемов добычи углеводородов из месторождений нефти и газа с использованием компьютерного моделирования, направленного на повышение эффективности разработки месторождения и обеспечивающего возможность расчета объемов добычи флюида из скважин в сложнопостроенных коллекторах с учетом влияния деформационных и тепловых эффектов, а также сложного компонентного состава флюида.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что способ прогнозирования объемов добычи углеводородов с использованием компьютерного моделирования включает в себя:

определение физико-химических свойств и компонентного состава флюидов на основе результатов лабораторных исследований проб флюидов, извлеченных из пласта;

определение подвижности флюидов в пласте на основе результатов фильтрационных лабораторных исследований на образце керна;

формирование расчетной сетки на основе данных о геометрии поверхностей разделов подземных пластов, нарушений сплошности пластов, размещения и пространственных профилей скважин;

определение фильтрационно-емкостных свойств пласта на основе результатов фильтрационных экспериментов на образце керна, а также комплекса геофизических исследований скважин (ГИС);

определение упругих и теплофизических свойств пласта на основе результатов лабораторных экспериментов образца керна;

определение начального состояния пласта на основе данных интерпретации гидродинамических (ГДИС) и ГИС;

задание режима работы скважин как на основе данных из эксплуатационных рапортов, так и на прогнозный период;

решение системы уравнений модели, описывающей связанные гидродинамические, геомеханические и тепловые процессы, на каждый момент времени;

расчет динамики объемов добычи скважин.

Способ также характеризуется тем, что в процессе компьютерного моделирования учитывается влияние изменения напряженно-деформированного состояния пласта на скорость фильтрации в породе путем модификации проводимости граней расчетной сетки в зависимости от напряжений пласта, а также учитывается влияние компонентного состава на физико-химические свойства флюида в рамках композиционной модели.

Для пространственной дискретизации используется неструктурированная сетка с локальным измельчением к скважинам и объектам.

Сущность изобретения заключается в том, что способ прогнозирования объемов добычи углеводородов из скважины, вскрывающей нефтегазонасыщенный подземный пласт, включает:

- построение математической модели флюидов, пласта и скважин месторождения на основе результатов лабораторных экспериментов и скважинных исследований;

- решение системы уравнений модели для расчета фильтрации флюида, деформации породы и теплопереноса в пласте;

- определение объемов добычи углеводородов из скважины на основе характеристик работы скважины и рассчитанного состояния пласта.

Модель флюида строится на основе данных лабораторных исследований флюида (нефти, газа, воды) и включает в себя следующие характеристики:

- зависимость сжимаемости, вязкости, объемного фактора от компонентного состава флюида, давления и температуры;

- плотность флюида в стандартных условиях;

- объем углеводорода в газовой фазе, растворенного внутри жидкой фазы при различных давлениях и температуре;

- объем углеводорода в жидкой фазе, растворенного внутри газовой фазы при различных давлениях и температуре;

- уравнение состояния многокомпонентной смеси.

Модель пласта строится на основе данных лабораторных исследований образцов отобранного керна, а также комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). Характеристики пласта, используемые для построения модели:

- зависимость пористости, проницаемости, модуля Юнга и коффициента Пуассона от давления, температуры и напряжения;

- зависимость теплоемкости и теплопроводности пласта от температуры;

- расположение разломов, поверхностей кровли и подошвы продуктивных интервалов;

- начальное значение водонасыщенности, газонасыщенности, компонентного состава флюида, давления, температуры, деформаций в пласте.

Модели скважин строятся на основе фактических данных, полученных в ходе бурения скважины, а также в результате прямых измерений в ходе работы скважины. Характеристики, используемые для построения модели скважины:

- инклинометрия, интервалы перфорации скважины;

- изменение диаметра и скин-фактора по глубине;

- параметры труб и особенности конструкции скважины;

- история изменения забойного давления за прошедшие периоды времени и планируемый уровень поддержания забойного давления;

- история изменения объемов добычи и закачки флюидов за прошедшие периоды времени.

Построенные модели флюида, пласта и скважины используются для численного решения системы уравнений, описывающей течение флюида по пласту, изменение напряженно-деформированного состояния породы и распределение температуры.

Уравнение для расчета фильтрации флюида в пласте основано на законе сохранения массы компонента с:

где - молярная плотность компонента, - пористость, - шаг по времени, - молярная доля компонента в фазе α, - молярная плотность фазы α, - относительная фазовая проницаемость, - проводимость грани, - вязкость фазы α, - плотность фазы α, - перепад давления, - перепад высоты, - ускорение свободного падения, - молярный отбор компонента с из скважин. В представленном уравнении скорость фильтрации флюида в пласте описывается законом Дарси. При этом, проводимость является функцией состояния пласта (давления, температуры, деформации), что позволяет учитывать особенности фильтрации в газонасыщенных, высоковязких и сверхнизкопроницаемых коллекторах.

Изменение напряженно-деформированного состояния пороупругого пласта описывается уравнением, основанным на законе сохранения импульса:

где - рассматриваемый элементарный объем с границей - тензор полных напряжений; - плотность скелета; - ускорение свободного падения.

Распределение температурного поля описывается законом сохранения энергии в виде:

где U - внутренняя энергия; m_α - масса фазы α; Н_α - энтальпия фазы α; w_α - скорость фазы α; - коэффициент теплопроводности; Т - температура; Q_c - приток тепла за счет химических реакций; Q_α - объем отбора фазы а из скважин.

Уравнения гидродинамики и теплового баланса решаются методом конечных объемов, а геомеханики - конечных элементов. В зависимости от варианта использования способа, дискретизация по времени проводится по неявной, неявной по давлению или адаптивно-неявной схеме. В зависимости от варианта использования способа, в качестве расчетной сетки используются структурированные или неструктурированные сетки. Неструктурированные сетки строятся с локальным измельчением вблизи скважин и разломов, что позволяет лучше воспроизводить фронт движения флюида.

В каждой ячейке расчетной сетки задается свой набор решаемых уравнений. Кроме того, в предлагаемом способе учитываются дополнительные эффекты, описывающие взаимное влияние геомеханических, гидродинамических и неизотермических процессов:

• зависимость фильтрационно-емкостных свойств пласта от температуры и напряженно-деформированного состояния;

• зависимость упругих модулей породы от температуры среды;

• зависимость физических свойств флюида от температуры.

Решение уравнений геомеханики, гидродинамики и теплового баланса производится в рамках единой системы. Решением системы уравнений являются значения давлений, молярных долей компонент, напряжений и температуры в каждой ячейке, а также объемы добычи флюида из каждой скважины на каждый момент времени.

На фиг.1 представлена блок-схема осуществления предлагаемого способа. В блоке 1 проводится определение зависимости физико-химических свойств флюидов (нефти, газа и воды) от давления и температуры на основе результатов лабораторных исследований проб флюидов, извлеченных из пласта. В соответствии с одним из частных случаев осуществления способа, формируются таблицы зависимости объемного коэффициента и вязкости флюида от давления и температуры при различных газонасыщенностях. В соответствии с другим частным случаем осуществления способа, задаются значения плотности, вязкости, сжимаемости и коэффициента температурного расширения для каждого компонента флюида при опорном давлении и температуре.

В блоке 2 проводится определение подвижности флюидов в пласте на основе результатов фильтрационных лабораторных исследований на образце керна. Формируются таблицы зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений для каждого сочетания флюидов (вода-нефть, вода-газ, нефть-газ).

В блоке 3 производится формирование расчетной сетки на основе геометрии поверхностей разделов подземных пластов, расположения разломов, скважин. В соответствии с одним частным случаем осуществления способа, в качестве расчетной сетки используется структурированная сетка формата угловой точки. В соответствии с другим частным случаем осуществления способа, строится неструктурированная расчетная сетка с локальным измельчением к скважинам и разломам.

В блоке 4 проводится определение фильтрационно-емкостных свойств пласта на основе результатов фильтрационных экспериментов на образце керна, а также комплекса ГИС. Из экспериментов на образцах керна строятся петрофизические зависимости для пористости, проницаемости и концевых точек ОФП. Данные зависимости используются для построения распределений на расчетной сетке с учетом значений на скважинах, полученных по результатам ГИС.

В блоке 5 проводится определение упругих и теплофизических свойств пласта на основе результатов лабораторных экспериментов на образцах керна. Полученные значения упругих (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и теплофизических свойств (теплоемкость, теплопроводность, коэффициент температурного расширения) породы распространяются по расчетной сетке в соответствии с минералогическим составом пласта.

В блоке 6 проводится определение начального состояния пласта на основе ГДИС и ГИС. Начальное состояние пласта определяется заданием пластового давления, насыщенностей, компонентного состава, газосодержания, температуры на момент начала моделируемого временного отрезка. В соответствии с одним частным случаем осуществления способа, определяются глубины водонефтяного и газонефтяного контактов, а также значения давления и капиллярных давлений на них. В таком случае начальное состояние пласта будет определяться из условий равновесия фаз. В соответствии с другим частным случаем осуществления способа, определяются значения пластового давления, насыщенностей, газосодержания, температуры в каждой ячейке расчетной сетки отдельно (неравновесное состояние).

В блоке 7 проводится задание исторических режимов работы скважины на основе замеров дебитов за прошедшие периоды времени, а также задание режимов работы скважины на прогнозный период на основе динамики значений планируемого забойного давления. Режим работы скважины, для которой будет проводится прогнозирование объемов добычи, выбирается из анализа режимов работы аналогичных по конструкции и расположению скважин, для которых уже известна история их работы.

В блоке 8 проводится решение системы уравнений модели, описывающей гидродинамические, геомеханические и тепловые процессы, на каждый момент времени. Система уравнений моделей формируется на основе параметров, полученных в блоках 1-7. При составлении системы уравнений модели учитывается взаимное влияние фильтрационных, деформационных и тепловых процессов, заключающееся в наличии зависимости фильтрационно-емкостных и упругих свойств породы от давления, температуры и напряженно-деформированного состояния, а также в наличии зависимости физических свойств флюида от давления и температуры. Решением системы уравнений модели является распределение давления, температуры и напряженно-деформированного состояния по ячейкам расчетной сетки.

В блоке 9 проводится расчет динамики объемов добычи по всем скважинам. Значение объемов добычи по скважинам за каждый временной промежуток рассчитывается на основе известных характеристик скважины (инклинометрия, длина интервалов перфораций, диаметр ствола), а также решения системы уравнений, полученного в блоке 8.

Таким образом, изобретение представляет из себя способ прогнозирования объема и состава добычи флюида из коллекторов нефти и газа. Прогнозирование осуществляется посредством компьютерного моделирования с использованием результатов лабораторных исследований компонентного состава флюида, комплекса скважинных исследований фильтрационно-емкостных и упругих характеристик пласта, измерения давления в стволе скважины. На основе описанных входных данных строится модель, учитывающая деформационные, фильтрационные и тепловые эффекты, возникающие в скважине и пласте.

Предлагаемый способ прогнозирования объемов добычи со скважины может быть применен добывающими и сервисными компаниями, работающими в нефтегазовой отрасли. Применение заявляемого способа позволяет:

• прогнозировать режим работы скважины (объем добываемого и закачиваемого флюида, забойное давление, распределение притока по интервалам перфораций);

• осуществлять планирование системы разработки месторождения (расстановка, компоновка и режимы работы скважин, проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи скважины);

• оценивать геомеханические риски.

Преимуществом предлагаемого способа является возможность прогнозирования объемов добычи углеводородов из месторождений нефти и газа в сложнопостроенных коллекторах с учетом влиянием деформационных и неизотермических эффектов и сложного компонентного состава.