Оптимізація розміщення свердловин на нафтових і газових родовищах з використанням гідродинамічного моделювання

Abstract

Дисертацію присвячено задачі оптимізації розміщення свердловин в процесі проектування раціональної системи розробки родовищ нафти і газу з використанням гідродинамічного моделювання. У роботі запропоновано методику оптимізації розміщення свердловин (3S оптимізація) з обґрунтуванням технологічних, економічних та інформаційного критеріїв. Запропоновано новий критерій - достовірність інформації геолого-технологічної моделі, який дає змогу визначити інформаційний вклад запроектованої схеми розміщення свердловин на загальну інформативність процесу проектування системи розробки. Розроблено швидкий алгоритм розрахунків, який на підставі одного запуску гідродинамічного симулятора дозволяє визначити раціональну кількість свердловин та їх розміщення на моделі покладу. Теоретично та експериментально обґрунтовано доцільність та можливість використання поверхні накопичених видобутків для вибору першочергових раціональних зон розміщення свердловин. Тестування методики 3S оптимізації на моделях SPЕ показало її стійкість при різних граничних параметрах і налаштуваннях моделей. Оцінка чутливості до точності вхідних даних показала, що введення випадкової помилки в визначення фільтраційно-ємнісних властивостей на рівні 10% практично не впливає на результати, а при величині випадковості до 30 % дозволяє отримати задовільне співпадіння схем розміщення свердловин. Порівняння методики 3S оптимізації з грубим ітераційним перебором показало, що вона не поступається ітераційній схемі за основними показниками. Використання методики 3S оптимізації та розроблених комп’ютерних програм («Well Trajectory Planning», «3S optimization») під час проектування системи розробки родовища HG (Західна пустеля, Єгипет) дозволило визначити раціональну кількість свердловин та схему їх розміщення на родовищі.

Диссертация посвящена задачи оптимизации размещения скважин в процессе проектирования рациональной системы разработки месторождений нефти и газа с использованием гидродинамического моделирования. В работе предложена методика оптимизации размещения скважин (3S оптимизация) с обоснованием технологических, экономических и информационного критериев. Предложен новый критерий - достоверность информации геологотехнологической модели, позволяющий определить информационный вклад запроектированной схемы размещения скважин на общую информативность процесса проектирования системы разработки. Разработана информационная модель для количественной оценки средней достоверности информации геологотехнологической модели, которая показывает, на сколько реализация предлагаемой схемы размещения скважин сможет в перспективе способствовать уточнению параметров геолого-технологической модели залежи. Разработан быстрый алгоритм расчетов, который на основании одного запуска гидродинамического симулятора позволяет определить рациональное количество скважин и их размещение на модели залежи. На первом этапе проводится построение геологической и гидродинамической моделей исследуемого объекта. На втором этапе формируется входная конфигурация размещения скважин, которая строится по прямоугольной сетке с учетом минимально допустимых межскважинных расстояний вдоль основных осей (3-5 ячеек). При этом для всех скважин устанавливаются одинаковые технологические параметры работы с целью обеспечения потенциально равных добывающих возможностей. В работе теоретически и экспериментально обоснована целесообразность и возможность использования поверхности накопленной добычи, построенной по результатам моделирования скважин входной конфигурации, для выбора первоочередных рациональных зон размещения скважин. Таким образом, размещение проектных скважин на модели происходит последовательной расстановкой их в точках максимумов поверхности накопленной добычи, оценкой их накопленной добычи используя диклайн анализ, оценкой условной зоны дренирования и ассоциацией всех ячеек модели попавших в эту зону с данной скважиной. Скважины размещаются так, чтобы их зоны дренирования перекрывались минимально. В случае наложения этих зон производится расчет величины перекрытия в процентах от условного радиуса зоны дренирования. Соответственно, установление максимальной границы перекрытия позволяет получить, при всех прочих равных условиях, различные схемы размещения скважин. Тестирование методики 3S оптимизации на двух базовых моделях SPE показало ее устойчивость при различных предельных параметрах и настройках моделей. Проведенная оценка чувствительности к точности входных данных показала, что введение случайной ошибки в определении фильтрационноемкостных свойств на уровне 10 % практически не влияет на результаты, а при величине случайности до 30 % позволяет получить удовлетворительное совпадение схем размещения скважин. Сравнение методики 3S оптимизации с грубым итерационным перебором показало, что она не уступает итерационной схеме по основным показателям, при этом позволяет достичь более равномерной выработки запасов и значительно опережает в плане экономии процессорного времени. Для оптимизации численных расчетов автором разработаны компьютерные программы «Well Trajectory Planning» и «3S optimization», которые работают в комплексе с гидродинамическим симулятором и позволяют генерировать варианты рациональных схем размещения скважин в зависимости от набора исходных технико-экономических параметров и рассчитывать значения критериев оптимальности. Использование методики 3S оптимизации и разработанных компьютерных программ при проектировании системы разработки месторождения HG позволило определить рациональное количество скважин и схему их размещения на месторождении. Полученные результаты использованы как основа для экспертной оценки и последующих этапов проектирования разработки месторождения HG (Западная пустыня, Египет).

The thesis covers a problem of well placement optimization as a part of an efficient system of oil and gas field development using reservoir simulation. A novel optimization technique (3S optimization) is proposed, which incorporates technological, economic and information criteria. A new criterion - information confidence index is considered, which determines the contribution of designed well schema into the total information value of the field development process. A fast algorithm which uses a novel Single Simulation Schema (3S) approach is developed. It allows reservoir engineer to determine rational well number and well placement schema on the reservoir grid using single run of reservoir simulator. Utility and feasibility of cumulative production (oil/gas) surface for targeting design wells are justified theoretically and experimentally. Testing of 3S optimization technique which is carried out on two basic SPE models showed its stability for different ranges of input data. Sensitivity test that is conducted for initial reservoir properties (porosity and permeability) showed that random errors at 10 % level virtually does not effect on the results, and even at 30 % error level provides a satisfactory coincidence of well layouts. Comparison of 3S technique with an iterative search showed that the first one does not yield iterative scheme at major figures. 3S optimization technique and designed computer programs («Well Trajectory Planning», «3S optimization») were used to determine the well number and rational well placement scheme for realization of the development plan of HG field (Western desert, Egypt).