Современные программные комплексы и пакеты для создания постоянно действующей геолого-технологической модели
Первым отечественных комплексом программ, использовавшихся и до сих пор использующихся при решении многих задач проектирования разработки нефтяных залежей, является разработанный в 1970-х годах в Тюмени (СибНИИНП) комплекс ГЕОПАК (ГЕОлого-Промысловый Автоматизированный Комплекс). Довольно широкими возможностями гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений, можно считать комплекс SUTRA, разработанный в 1980-х годах в Москве (ВНИИнефть). Ключевые программы комплекса SUTRAH, SUTRAY, SUTRAZ. Все они моделируют изотермическую трехфазную («нефть-газ-вода») фильтрацию применительно к пористым (а не трещиновато-пористым) средам с учетом упругих свойств сред и их флюидного насыщения. SUTRAH моделирует пространственно трехмерную фильтрацию, SUTRAY — двумерную плоскую фильтрацию, SUTRAZ - двумерную профильную фильтрацию.
Одной из самых первых и наиболее известных и распространенных систем построения сложных трехмерных моделей является пакет программ ECLIPS (французской компании Schlumberger). С конца 1990-х годов бурно развивается и уже занимает больше половины рынка программных продуктов геологического моделирования (пакет IRAR RMS) и значительную часть рынка гидродинамических моделей (TEMPEST-MORE) норвежская компании ROXAR. Третьим наиболее известным продуктом гидродинамического моделирования является VIP компании Halliburton.
Опыт зарубежных разработок учтен в созданном во ВНИИнефть комплексе программ LAURA, где, как и в зарубежных пакетах, расчеты ведутся под «нелетучую нефть» («черную нефть»), но имеются и значительные достижения, к числу которых следует отнести: более богатые возможности моделирования горизонтальных скважин, учета анизотропии пласта и последствий применения гидроразрывов; использование математических методов, намного сокращающих продолжительность расчетов без снижения, а даже с повышением точности вычислений.
Проектные решения по технологии разработки должны приниматься с учетом технических возможностей (технического состояния скважин, наличия источников водоснабжения, современного уровня развития техники и т.д.)
Техническое состояние скважин является основой принятия решений по проведению на скважинах мероприятий по совершенствованию разработки.
Технические причины, ограничивающие возможность использования скважин :
- негерметичность колонны;
- заколонные перетоки (вследствие нарушения за колонной цементного камня или нарушения сцепления цемента с породой или колонной);
- авария на скважине (наличие в стволе скважин упавших инструмента или насосного оборудования).
Наличие заколонного перетока или негерметичности колонны приводит к развитию заколонной циркуляции бурового раствора при проведении бурения вторых стволов, ухода жидкостей при проведении гидроразрыва пласта и т.д. Эти явления в свою очередь вызывают опасность прихвата бурового оборудования при бурении и не позволяют достичь давления гидроразрыва при проведении гидроразрыва пласта, а так же могут приводить к образованию грифонов, нарушая экологическую ситуацию на поверхности земли и загрязняя грунтовые воды.
Анализ технического состояния проводится на основе специальных геофизических исследований скважин, таких как АКЦ, термометрия, потокометрия. По результатам АКЦ определяется качество сцепления цемента с колонной и породой, целостность цементного камня по стволу скважины. Потокометрия и термометрия позволяют оценить распределение по стволу скважины притока из пласта в добывающую скважину или приемистости в нагнетательной скважине. Анализ этих данных позволяет выявить потоки между пластом и скважиной вне интервалов перфорации.
По техническому состоянию весь фонд скважин разделяется на несколько групп. Выделяют группы скважин: с нормальным техническим состоянием, в которых можно проводить работы; с нарушениями, в которых необходимо проводить ремонтные работы перед планируемыми мероприятиями; скважины, техническое состояние которых не позволяет их использовать. По каждой скважине в проектном документе дается индивидуальная рекомендация по возможности ее дальнейшего использования.
Способы эксплуатации делятся на фонтанный и механизированный. Для определения возможности эксплуатации скважин фонтанным способом рассчитывают предельное давление фонтанирования скважин. Прогнозируют продолжительность фонтанной эксплуатации. Механизированный способ эксплуатации более затратный, т.к. требует дополнительного скважинного оборудования, но в тоже время позволяет повысить темп отбора за счет увеличения депрессии на пласт. Как правило, скважины в первые годы эксплуатируются фонтанным способом, затем по мере повышения обводненности продукции и снижения пластового давления переводятся на механизированный способ. Условия перевода с фонтанной на механизированную добычу обосновываются.
Для каждого способа эксплуатации определяют дебиты, добычу нефти и жидкости, ввод скважин по годам, их обводненность. Обосновываются оптимальные забойные давления, возможное максимальное его снижение.
Для каждого способа обосновываются конструкции лифтов, выбор внутрискважинного и наземного оборудования, удовлетворяющего конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения нефтеизвлечения, природноклиматическим условиям, требованиям контроля за процессом разработки и технологическими режимами работы скважин.
