Интегрированное моделирование как инструмент, повышающий эффективность разработки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения

Е.В. Богданов, И.Л. Чамеев, Д.А. Решетников, И.В. Перевозкин, А.В. Ткачук, А.Н. Шорохов
ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «Газпромнефть-Ямал», ООО «Газпромнефть-Развитие»
Bogdanov.EVit@gazpromneft-ntc.ru

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Геолого-промысловая характеристика нефтегазоконденсатного месторождения 

Цель данной статьи – освещение опыта и результата создания полномасштабной интегрированной (пласт – скважина – инфраструктура) модели газовых пластов и газовых шапок крупного нефтегазоконденсатного месторождения Ямала, а также поиск оптимальных решений задачи оптимизации совместной разработки нефтяных оторочек, газовых шапок продуктивных пластов и пластов сухого газа с учетом влияния ограничений сети сбора и подготовки.
Особенность разработки месторождения заключается в сложной структуре запасов нефти, которые находятся в сравнительно узких, за исключением отложений тюменской свиты, оторочках, перекрываемых газовой шапкой и подстилающихся водой. Всего в подгазовых зонах сосредоточен 81 % запасов нефти (пласты НП2-3, НП4, НП5-1, НП8, Ю2-6) (рис. 1). В таких условиях разработку осложняют прорывы газа из газовой шапки, 86,5 % которого сконцентрировано в шести объектах (пласты ХМ-ТП – 2 %, БЯ23 – 12,7 %, НП2-3 – 27,9 %, НП4 – 18,5 %, Ю2-6 – 25,4 %) В конце 2017 г. принято решение о выделении газовых проектов в отдельный крупный газовый проект Z. В рамках фазы 1 его реализации запущен ряд проектов: разработка и обустройство газовых объектов нефтегазоконденсатного месторождения, строительство на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) установки по извлечению из нефтяного газа стабильного газового конденсата, строительство газопровода для внешнего транспорта газа с п-ова Ямал. Целевая структура крупного газового проекта Z необходима для поэтапного освоения нефте- и газоконденсатных месторождений п-ова Ямал.

Технология интегрированного моделирования 

Интегрированная модель (ИМ) месторождения – это единая цифровая модель, состоящая из связанных моделей пласта, скважин, детальной модели поверхностного обустройства и предназначенная для оптимизации всей системы с учетом взаимовлияния ее компонентов. Один из основополагающих принципов взаимовлияния компонентов ИМ и схема поиска общего решения при интеграции пластовой системы и системы сбора отражены на рис. 2. Пласт в системе должен работать с дебитами, совместимыми с условиями течения в скважине, которые описываются в ИМ моделями потерь давления и температуры вдоль ствола скважины (VFP-модель). Добычные возможности характеризуются кривыми притока из пласта (Inflow Performance Relationship – IPR, в России – индикаторные диаграммы).

53.PNG

54.PNG

Точка пересечения кривых VFP и IPR определяет максимально возможный дебит при соответствующих устьевом давлении, обводненности и газовом факторе. Если пересечение не лежит ни на одной из кривых VFP, то при заданном устьевом давлении добыча из скважины невозможна и требуется изменить устьевое давление. Соответственно модели потерь давления в скважине и трубопроводах (корреляции) используются при оптимизации эксплуатации скважины и выбора условий, при которых дебит скважины наибольший или такой, при котором вся система имеет максимальную производительность при заданных ограничениях скорости, отбора газа, давления на УКПГ с учетом установки компрессора и др.
Таким образом, добыча и режимы эксплуатации скважин рассчитываются с учетом влияния ограничений со стороны как пласта, так и системы сбора продукции, что позволяет повысить точность прогнозирования. ИМ месторождения имеет следующие преимущества:
– оценка влияния системы сбора на показатели эксплуатации скважин;
– определение проблемных участков системы сбора;
– учет ограничений по системе закачки газа и скорости его движения по трубопроводам;
– учет интерференции скважин с разными характеристиками, расположенных на одной кустовой площадке [1];
– корректный учет предельного газового фактора для эксплуатации скважин;
– корректный учет групповых ограничений по добыче углеводородов.
Недостатками являются:
– повышение требований к исходным данным;
– увеличение трудозатрат и вычислительных мощностей;
– низкая скорость расчетов по сравнению с расчетами на гидродинамической модели. 

Подготовка гидродинамических моделей пластов и моделей скважин 

С целью создания ИМ добычи газа на месторождении построены семь полномасштабных гидродинамических моделей (ГДМ) основных объектов. Для начала адаптации газовых скважин подготовлены модели их лифтов с целью расчета давления на устье и запуска газовых скважин в модели с контролем этого давления. В рамках ИМ газового проекта Z на базе программного обеспечения (ПО) IPM Prosper созданы типовые модели скважин, воспроизводящие потери давления и температуры по стволу газовых скважин при их фонтанной эксплуатации. Пласты БЯ23 и НП2-3 в рассматриваемый период уже эксплуатировались газовыми скважинами, и/или в скважинах были проведены гидродинамические исследования – снятие кривых восстановления давления (КВД). По этим скважинам была проведена адаптация, которая позволила скорректировать модели по фактическим данным и выполнить настройку моделей вертикального лифта на исторические данные эксплуатации и/или данные гидродинамических исследований скважин – КВД (рис. 3). Для учета эксплуатации газовых скважин в модели и воспроизведения истории добычи/закачки газа необходимы расчет и задание корректного D-фактора (турбулентного скин-фактора) [2], влияющего на продуктивность газовых скважин.

Подготовка модели системы сбора 

На базе ПО IPM GAP создана модель газосборной системы месторождения, которая включает модели добывающих скважин, кустов скважин и трубопроводов. Конечным узлом в ИМ является УКПГ. Модель системы сбора представлена наземной частью с протяженностью трубопроводов около 45 км и моделями вертикального лифта (потерь давления и температуры по стволу скважины от забоя до устья) по 33 газовым скважинам в базовом варианте (из них 10 скважин начнут эксплуатацию пласта ХМ-ТП с 01.07.28 г.) пяти кустовых площадок (еще одна кустовая площадка № XX – в варианте Upside № 2 с увеличением числа скважин до 38).

55.PNG

Для расчета модели системы сбора использовались многофазные корреляции потока. В качестве граничных условий заданы минимальные давления на УКПГ до установки компрессора (не менее 6 МПа), минимальные давления после установки компрессора (не менее 1 МПа) и максимальные уровни добычи газа на II стадии разработки, ограниченные производительностью компрессорной станции УКПГ. Дата установки компрессора определялась по результатам интегрированных расчетов. 

Создание ИМ и расчет вариантов 

ИМ представляет собой объединение (в IPM Resolve) семи полномасштабных ГДМ, выполненных в симуляторе RFD tNavigator, с моделями различного числа скважин (в зависимости от варианта расчета – базовый/Upside/сценарные) и моделью системы сбора продукции, созданными в ПО IPM Prosper и GAP.
Указанная выше программа-интегратор позволяет осуществлять управление расчетом с применением стратегий. Данный инструмент дает возможность устанавливать режим контроля добычи по скважине/группе, изменять конфигурацию системы сбора (включение/выключение скважин, трубопроводов), параметры объектов (диаметр штуцера, давление, дебит и скорости газа на входе в системы сбора продукции, показатели работы внутрискважинного и наземного оборудования и др.). Важной особенностью расчета ИМ является возможность управления объектами интегрированной модели не только по дате, но и по определенным условиям путем использования workflow процесса. 

Повышение ценности проекта 

Применение интегрированного моделирования позволяет на ранних этапах перевести обнаруженную неопределенность параметров [3] в разряд рисков проекта, выполнить их оценку и получить возможность принимать решения по предотвращению рисков либо существенному уменьшению их негативного влияния. Это повышает устойчивость проектных решений и эффективность проекта в целом. В рамках сопровождения проекта Z основными являлись следующие этапы формирования ИМ.
1. Первичные расчеты на гидродинамических моделях объектов разработки, которые входят в ИМ, утверждение профилей добычи. Адаптация (воспроизведение истории работы) первых пробуренных скважин проекта на пласт НП2-3, входящий в ИМ. Создание моделей лифтов данных скважин.
2. Первичный базовый расчет ИМ, который показал добычу газа, меньшую утвержденной. Принято решение по вовлечению в разработку газовой шапки пласта Ю2-6, несмотря на прогнозируемые потери нефти из нефтяной оторочки. Выполнены оптимизация потерь и выбор лучшего расположения скважин на кустах, выбор кустов бурения и числа газовых скважин на кустах для достижения утвержденных профилей добычи. Кроме того, определены дополнительные возможности проекта – вовлечение в разработку восточного блока пласта Ю2-6 в районе куста № XXX.
3. Пересчет наземной инфраструктуры и обновление системы сбора. Выявлена недостаточная пропускная способность трубопроводов. Добавлены лупинги, выполнен пересчет длин и диаметров трубопроводов. Соблюдены условия по скорости движения газа через систему газосбора.
4. Оценка влияния геологических рисков на профиль добычи газа и конденсата. Выполнены сценарные расчеты для выработки решений по устранению снижения добычи при реализации пессимистического сценария P90. Поиск вариантов оптимизации бизнес-сценария осуществлен путем итеративного расчета вариантов запуска интегрированной модели месторождения с различным числом газовых скважин на кустах и газовых шапок (варианты оптимизации, Upside).
5. Интеграция в расчеты совокупного добываемого флюида, т.е. реализация методики расчета товарного продукта на основе данных трехфазной ГДМ BlackOil и PVT-мо де лирования. Использование этой методики имеет большое преимущество по скорости расчета по сравнению с ком по зиционным моделированием.
Согласно методике выполняются создание и адаптация PVT-моделей пластов к результатам эксперимента «постоянное снижение объема» CVD (Constant Volume Depletion) для построения кривых конденсации для каждого углеводородного компонента (C5-С13). Затем профили добычи газа (C1-C4) и пластового давления выгружают из ГДМ в районе эксплуатации газовых скважин. Данные заносятся в макрос VBA в Excel, где выполняется декомпозиция профилей добычи по компонентам, затем прогонка потока (с данными о температуре потока из IPM GAP) через систему подготовки в ПО Hysys. На выходе получаем добычу товарных газа и конденсата.

Без использования данной методики стандартный расчет на ГДМ BlackOil c применением выгруженной PVT-модели для BlackOil формата ГДМ с заданными условиями сепарации (чаще всего – одна ступень, температура – 20 °С, давление – 0,1 МПа) позволяет определить только профиль добычи газа сепарации и нестабильного конденсата без возможности получения данных о добыче товарного продукта, так как ГДМ BlackОil не учитывает компонентный состав флюидов при расчете. В результате расчетов базового варианта ИМ определены профили добычи газа и компонентов C5+, давление на кустах и УКПГ и другие параметры, требуемые для проработки фазы 1 проекта.
Кроме того, проведен поиск дополнительных возможностей (Upside) для оптимизации бизнес-сценария фазы 1 проекта Z:
1) Upside № 1 – расширение кустовых площадок для бурения дополнительных скважин на пласт Ю2-6; в этом варианте увеличение добычи газа составило 24 %, добычи конденсата – 27,6 %;
2) Upside № 2 предполагает добычу природного газа на второстепенных объектах разработки (пласты НП4, ТП1-4) (рис. 4); также были рассчитаны варианты с вовлечением в эксплуатацию пластов НП1, НП5-2, НП8; увеличение добычи газа составило 14,7 %, добычи конденсата – 13,5 % (рис. 4).

56.PNG

Таким образом, результатом выполненных работ стала полномасштабная ИМ добычи газа нефтегазоконденсатного месторождения, синхронизированная с интегрированной моделью добычи нефти [4] и включающая:
– семь гидродинамических моделей основных объектов разработки;
– модели добывающих и нагнетательных скважин;
– модель наземной системы сбора продукции, состоящую из модели трубопроводов от устьев скважин до УКПГ.
Все составляющие адаптированы к фактическим технологическим показателям добычи.
На созданной ИМ проведены расчеты добычи газа и конденсата покомпонентно (С1–С13+) с использованием методики расчета товарного продукта на основе данных трехфазной ГДМ и PVT-моделирования. Это существенно увеличило скорость расчетов при сохранении точности по сравнению со скоростью при композиционном (многокомпонентном) моделировании. По результатам расчетов и анализа чувствительности выполнен факторный анализ для оптимизации добычи нефти при добыче газа из газовых шапок с оценкой текущих рисков по влиянию инфраструктуры на профиль добычи. Проведенные интегрированные расчеты позволили последовательно выявить и минимизировать риски, связанные с геологическим потенциалом продуктивных пластов и пропускной способностью системы газопроводов на ранних этапах проработки проекта.
Результаты выполненных работ подтверждают необходимость использования технологии интегрированного моделирования в масштабе всего месторождения для повышения качества принимаемых решений при реализации крупного газового проекта Z.

Список литературы 

1. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений / С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников [и др.]. – М.: Недра, 1984. – 295 с.
2. Lee J., Wattenbarger R.A. Gas Reservoir Engineering. – Richardson, Texas: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1996, 349 p.
3. Богданов Е.В. Оценка неопределенности параметров месторождения: использование метода планирования эксперимента для оптимизации планирования разработки // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 92–97.
4. Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений при разработке нефтяных оторочек многопластовых НГКМ / И.Л. Чамеев, Р.Т. Апасов, А.И. Варавва [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 46–49. 

References 

1. Zakirov S.N., Vasil'ev V.I., Gutnikov A.I. et al., Prognozirovanie i regulirovanie razrabotki gazovykh mestorozhdeniy (Prediction and regulation of the development of gas fields), Moscow: Nedra Publ., 1984, 295 p.
2. Lee J., Wattenbarger R.A., Gas reservoir engineering, Richardson, Texas: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1996, 349 p.
3. Bogdanov E.V., Uncertainty quantifying of the green field: integrating experimental design and field development strategy (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 11, pp. 92–27.
4. Chameev I.L., Apasov R.T., Varavva A.I. et al., Integrated modeling: a tool to improve quality of design solutions in development of oil rims of multi-zone oil-gascondensate fields (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2018, no. 12, pp. 46–49. 


Возврат к списку