Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Батурин, Антон Юрьевич

• Батурин, Антон Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Батурин, Антон Юрьевич

СПИСОК ТАБЛИЦ.

СПИСОК РИСУНКОВ.

ВВЕДЕНИЕ.

РАЗДЕЛ 1. СОВРЕМЕННЫЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ УРОВЕНЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

РАЗДЕЛ 2. СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ.

2.1. Геологические модели пластов классического строения.

2.2. Обоснование объемных сеток параметров модели.

2.2.1. Плоскость XY.

2.2.2. Вертикальная ось Z.

2.3. Построение структурной модели.

2.4. Построение литологической модели и распределения ФЕС.

2.5. Геологические модели фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода).

2.6. Стохастические геологические модели пластов с некоррелируемыми разрезами скважин (на примере горизонта ЮС2).

РАЗДЕЛ 3. ФОРМИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

3.1. Ремасштабирование геологической модели в фильтрационную.

3.2. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели начальному состоянию залежи на основе формирования фазовой проницаемости по нефти.

3.3. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели состоянию залежи в процессе её разработки на основе функций относительных фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде.

РАЗДЕЛ 4. ПРИМЕНЕНИЕ СОЗДАННЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ПРОЕКТНЫХ РАБОТ.

4.1. Северо-Юрьевское месторождение (пласт ЮС^.

4.2. Федоровское месторождение (пласт ЮС21). выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений»

С начала семидесятых годов прошедшего века коллектив исследователей в составе В.П. Майера, В.И. Шилова, В.П. Сонича, В.М. Исаченко, занимающийся под руководством Ю.Е. Батурина по настоящее время проектированием разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири, одновременно занимается совершенствованием и созданием методов проектирования разработки.

Начав с эмпирической методики расчета технологических показателей разработки В.Д.Лысенко, коллективом последовательно (в соответствии с уровнем развития средств вычислительной техники) были разработаны математические физически содержательные фильтрационные модели одномерной двухфазной, двухмерной двухфазной, одномерной трехфазной, двухмерной трехфазной, трехмерной трехфазной фильтрации.

С их применением проектировались месторождения Западной Сибири, в том числе Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Варьеганское, Лянтор-ское. Обоснованы уникальные технологии разработки газонефтяных залежей Лянторского, Быстринского, Вачимского, Федоровского, Комарьинского, Луги-нецкого и др. месторождений, представленные тонкими по разрезу (5-10 м), обширными по размерам (десятки километров) нефтяными оторочками, подстилаемые подошвенной водой, а сверху имеющие обширные газовые шапки.

Все вариации созданных коллективом гидродинамических моделей были брендом АСПР «Техсхема», недостатком которой являлось отсутствие на тот период модулей геологического моделирования. Поэтому, когда в начале девяностых годов появились нормативные документы, предписывающие составлять проектные документы на базе трехмерных геологических моделей, проведено доукомплектование АСПР «Техсхема» западными программными продуктами геологического моделирования».

Целью настоящей работы является разработка отечественных оригинальных программных продуктов (ПП) для создания геолого-фильтрационных моделей, позволяющих проектировать разработку нефтяных и газонефтяных месторождений на качественно новом уровне.

Указанные ПП нами созданы и продолжительное время используются при выполнении проектных работ. Описание формирования геологической и фильтрационной моделей для выполнения гидродинамических расчетов в вариантах разработки проектного документа приводится в основных разделах работы.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Батурин, Антон Юрьевич

выводы

1. С позиций точности воспроизведения запасов в ГМ и расчета технологических показателей разработки в ФМ (до ±5%) установлен необходимый размер шага сеточной области, численное значение которого не должно превышать радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин в системе разработки (30-100 м для плотностей сеток скважин, применяемых в Западной Сибири).

2. Разработаны алгоритмы и программы создания геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений как классического строения, так и с некоррелируемыми разрезами скважин, позволяющие воспроизвести в ГМ с высокой точностью базовые параметры залежей: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной нефте- газонасыщенности, песча-нистости, расчленности, остаточной нефте, -водо- газонасыщенности; эффективной толщины; эффективной нефте- газонасыщенной толщины; общей толщины; площади нефтеносности; начальных балансовых запасов нефти и газа.

3. Разработаны алгоритмы и программы ремасштабирования ГМ в ФМ, позволяющие воспроизвести в последних с высокой точностью базовые параметры залежей: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной нефте- газонасыщенности, расчленности, остаточной нефте -водо-газонасыщенности; эффективной толщины; эффективной нефте- газонасыщенной толщины; общей толщины; площади нефтеносности; начальных балансовых запасов нефти и газа.

4. Разработаны программные модули в геологической модели «Недра»:

- «Недра-карта» - построение карт геологических параметров различными методами интерполяции;

- «Недра-каротаж» - просмотр, редактирование каротажных диаграмм, автоматическая и полуавтоматическая корреляция геофизических разрезов скважин;

- «Недра-разрез» - спринт-анализ геологического строения локальных участков залежей путем построения геологических разрезов на основе РИ

ГИС, результатов корреляции разрезов скважин и данных сейсмических исследований;

- «Недра-куб» - проведение, математических, статистических операций, расчеты задач, требующих логического ветвления операций;

- «Heflpa-upscaling» - ремасштабирование геологической цифровой модели в фильтрационную как в плоскости XY, так YZ с максимально возможным сохранением характерных особенностей геологического строения эксплуатационных объектов месторождения, расчет параметров макронеоднородности;

- «Недра-запасы» - расчет запасов нефти на основе 2-х и 3-х мерных ГМ, формирование нормативных таблиц, сопоставление с запасами, числящимися на государственном балансе.

5. Разработан метод формирования параметров фильтрационной модели, основанный на промысловых исследованиях скважин и пластов, геофизической и керновой информации.

6. Разработаны методы построения функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды, основанные на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой.

7. Выполненные исследования в сочетании и АСПР «Техсхема» являются отечественными программными продуктами, разработаны на основе оригинальных алгоритмов, широко применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении проектных работ, подсчета запасов и обоснования КИН нефтяных и газонефтяных месторождений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Батурин, Антон Юрьевич, 2007 год

1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. М„ 1996. - 202 с.

2. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., 2000. -130 с.

3. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Утверждены приказом МПР РФ от 21.03.2007 №61 М. - 2007. - 95 с.

4. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки (проект национального стандарта РФ). М.: ИПК Издательство стандартов, 2007. -183 с.

5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 1. Геологические модели). М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. -162 с.

6. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 2. Фильтрационные модели). М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. - 225 с.

7. Программный комплекс геологического, гидродинамического моделирования и мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (Рекламные материалы группы компаний "Time ZYX"). М„ 2007. - 36 с.

8. Методика выбора оптимального размера расчетной ячейки в горизонтальной плоскости при многомерном геологическом моделировании залежей / А.Ю. Батурин, Ю.А. Комягина // Нефтяное хозяйство. 2002. - №8 - С.59-60.

9. О некоторых вопросах проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / А.Ю. Батурин, Л.А. Селезенева и др. II Нефтяное хозяйство. 2004. - №2 - С.32-37.

10. Обеспечение адекватности фильтрационной модели начальному состоянию залежи на стадии упрощения детальной геологической модели / А.Ю. Батурин, В.Н. Посохова // Нефтяное хозяйство. 2007. - №7 - С.90-93.

11. Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели / А.Ю. Батурин // Нефтепромысловое дело. 2007. -№7 - С.13-15.

12. Геологическое моделирование фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода) / А.Ю. Батурин, А.К Култышев // Нефтяное хозяйство. 2007. - №8 - С.20-24.

13. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Л.: Недра. -1970. - 248 с.

14. Крылов А.П. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. М.: Гостоптехиздат. -1962. -430 с.

15. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде Екатеринбург: Путиведь. -2002. - 206 с.

16. Перспективы освоения горизонта ЮС2 на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз»: Отчет о НИР / ТО «СургутНИПИнефть»; Руководитель В.П. Сонич Тюмень, 2004.

17. Литолого-фациальные комплексы и палеогеография юры Западносибирской низменности / Корж М.В. // Физические и химические процессы ифации: Сб. докладов VII международного седиментологического конгресса. -М.: Наука-1968.-С. 34-39.

18. Пласт ЮС21 Условия формирования, стратиграфическое положение и нефтеносносность / С.В. Архипов, И.М. Кос, В.А. Стукова // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск: Путиведь. - 2001. -С. 21-27.

19. Перспективы нефтегазоносности пласта Ю2 тюменской свиты центральной части Западной Сибири / Г.П. Мясникова, Г.С. Ясович, О.И. Зманов-ская // Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень. -1979. - Вып. 140. - С. 121-124.

20. Шнурковый тип залежей нефти в юрских континентальных отложениях Сургутского района / Л.П. Климушина, В.А. Дюкалов // Прогнозирование геологического разреза и поиски сложноэкранированных ловушек. М.: Наука. -1986.-С. 169-177.

21. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири / Нежданов А.А. // Разведочная геофизика. М.: МГП Геоинформмарк. - 1992. - С. 100-104.

22. Якушова А.Ф. Общая геология / А.Ф. Якушова, В.Е.Хаин, В.И.Славин. М.: Изд-во Московского Университета,1988. -187 с.

23. Корн. Г. Справочник по математике / Г. Корн, Т.Корн. М.: Наука, 1968.-198 с

24. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Ред. В.И.Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко Москва,2003.-132 с.

25. Ремасштабирование геологической модели на этапе перехода к гидродинамическому моделированию в модуле «Апскелинг» ПК Траст / А.С. Завьялов, П.В. Сивков, А.В. Аржиловский, М. В. Федоров, Л. С. Бриллиант. // Вестник ЦКР Роснедра. 2005 - №3 - С.41-45.

26. Модифицированный Upscaling. Главная страница интернет-сайта компании НОВА технолоджиз. Novatech. - 2005.

27. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.-М.-1989.-35с.

28. Азиз. X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э.Сеттари М.: Недра. - 1982. - 87 с.

29. Лысенко В.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений / В.Д.Лысенко, Э.Д.Мухарский М.: Недра. - 1975. -175 с.

30. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. М. Недра.-1985.-288 с.

31. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». - 2006. - 356 с

32. Определение относительной проницаемости по воде в заводненной зоне пласта. / Ю.Е.Батурин // Нефть и газ Тюмени: труды ЗапСибНИГНИ.

33. Тюмень. -1977. Вып. 49. - С. 36-37.