Повышение нефтеотдачи на основании новых концепций разработки месторождений

Авторы: Olwijn Leeuwenburgh, Lies Peters, Frank Wilschut,
Remus Hanea, Oscar Abbink и Peter van Hooff, TNO

Повышение отдачи всего на один процент может добавить около 80 миллиардов баррелей нефти в мировых масштабах. Нефтяные компании осознали этот потенциал и поставили задачу повышения коэффициента нефтеотдачи своих месторождений не менее чем до 70%.  Важную роль в реализации этой цели будут играть современные разработки в области технологий бурения и освоения скважин, а также новые методики повышения нефтеотдачи (IOR). Не менее существенный вклад ожидается от внедрения усовершенствованных концепций разработки месторождений.

Типичная сегодняшняя промышленная практика заключается в том, что решения по предстоящей разработке месторождения базируются на моделировании сценариев разработки на модели одиночного пласта, которая согласуется с данными по добыче путем длительного подбора вручную весьма ограниченного набора параметров месторождения.

В последние годы выросло понимание того, что сценарии предстоящих разработок следует проверять на многих геологических реализациях модели месторождения с целью учета неизбежной неопределенности наших сведений о свойствах пласта в масштабах, меньших расстояний между скважинами. Соответственно, многие производители программного обеспечения начали предлагать функцию (параллельного) моделирования, позволяющую инженерам по разработке месторождений одновременно моделировать несколько геологических сценариев. Однако, пока в значительной мере не хватает возможности подбора не только нескольких выбранных, но и всех параметров и свойств модели месторождения, а также объединения всех доступных видов измерений более или менее автоматическим и согласованным образом. Например, обычно невозможно вручную совместить данные повторных сейсморазведок геостатистически правильным способом. Разработка новых методов измерений, создающих очень большие объемы данных, в том числе,  «интеллектуальное бурение» с использованием скважинных датчиков, бросает серьезный вызов сегодняшним процессам автоматизации с точки зрения согласованности моделей. Надлежащая оптимизация стратегий предстоящего освоения и добычи также требует применения подходов, устойчивых к неопределенностям и способных контролировать сотни тысяч параметров (напр. Leeuwenburgh и др., 2010). Это будет особенно важно для, так называемых, «интеллектуальных» или «разумных» разработок, позволяющих обеспечить гораздо лучший мониторинг и предоставляющих намного больше возможностей контроля, чем месторождения, разрабатываемые традиционными способами.

Рисунок 1: Замкнутый цикл ISAPP

Замкнутый цикл разработки месторождения
Исследовательский институт TNO, Технологический университет г. Делфт и компания Shell International Exploration and Production в 2005 взяли на себя инициативу, начав исследовательскую программу ISAPP (Системный подход к нефтедобыче) с целью разработки усовершенствованных алгоритмов, использующих новые концепции технологии разработки месторождений. Были разработаны и исследованы многочисленные методы сочетания данных измерений с расчетными моделями, а также были впервые предложены новые концепции объединения различных элементов полного рабочего цикла, результатом чего появилась концепция, так называемого, «замкнутого цикла разработки месторождения» (Jansen и др., 2009). Эта концепция вводит анализ и интеграцию в стандартную технологию разработки, позволяя выполнять оптимизацию процесса «в нужное время» и с большей частотой.

Эти идеи были проанализированы на семинаре SPE по Замкнутому циклу разработки месторождений, проведенном в 2008 г., для которого была разработана контрольная модель месторождения в г. Брюгге. Результаты семинара, приведенные в работе Peters и др. (2010), а также в последующих статьях, подтвердили идеи, лежащие в основе концепции замкнутого цикла, что свидетельствует о том, что такой подход приводит к лучшим показателям, например, по измерениям NPV, или к лучшей суммарной нефтеотдаче. Можно сделать несколько очевидных выводов:

1.    Применение усовершенствованных компьютерных алгоритмов адаптации истории обеспечивает лучшее соответствие как с геологическими сведениями о месторождении до адаптации истории, так и с динамическими данными.
2.    Применение дополнительных видов измерений, таких как периодический сейсмический мониторинг, при адаптации истории способствует совершенствованию модели месторождения.
3.    Усовершенствованный набор моделей месторождения обеспечивает более надежный (устойчивый к неопределенностям) прогноз объема месторождения.
4.    Применение развитых технологий оптимизации стратегии освоения месторождения (планирование) приводит к большей нефтеотдаче.
5.    Повышенная частота проходов замкнутого цикла (т.е., адаптации истории и оптимизации последующей стратегии разработки или освоения) обеспечивает большую нефтеотдачу.

Рисунок 2: Эталонная 2-фазная модель замкнутого цикла месторождения. Представлено исходное распределение нефть-вода.

Теперь очевидно, что любые серьезные попытки повысить суммарную нефтеотдачу должны сопровождаться изменениями в подходах к разработке месторождений в соответствии с этими рекомендациями.

Существенным элементом замкнутого цикла является генерация набора модельных реализаций, соответствующих всем имеющимся данным измерений, а также четко отражающих остаточную неопределенность параметров месторождения. Компании стремятся создавать все более крупные и сложные модели, что приводит к соответствующему увеличению вычислительных мощностей. Этими моделями невозможно управлять вручную силами инженера по разработке месторождения. Введение в эти модели большого объема данных, полученных в результате проведения сейсморазведок, или от скважинных измерительных датчиков, возможно лишь при использовании методов компьютерной автоматизации. Для этого необходим квалифицированный персонал, а также удобные для использования программные инструменты, что отнимает лишнее время у инженера вместо принятия лучших решений.

Рисунок 3: Результаты семинара по замкнутому циклу Брюгге. Линии на графике показывают, что улучшение качества исторической адаптации модели (нижние погрешности) приводит к тенденции усовершенствования стратегий разработки месторождения, которые, при их реализации, приводят к существенному повышению нереализованных активов, которые здесь представлены в виде ЧПС (чистой прибавочной стоимости). Красными точками представлена историческая адаптация модели за более длительный период времени, которая, несмотря на большую погрешность, приводит к дополнительному повышению ЧПС. Наилучшие результаты на этом рисунке (малая погрешность, высокая реализованная ЧПС) получены с использованием Статистического фильтра Кальмана (СтФК) (кружочки). Стандартные методы продемонстрировали значительно худшие результаты (квадратики).

Рисунок 4: Новая 3-фазная направленная сравнительная модель для адаптации истории и оптимизации, разработанная TNO. Представлена скважинность. Первые результаты были представлены на семинаре SPE Applied Technology Workshop, Июль 2010, г. Мири, Малайзия.

Исследования показывают, что только определенные размеры, области или аспекты модели являются существенными для адаптации модели к данным, или для контроля результатов численных расчетов сценариев предстоящей разработки. Это дает потенциал применения рационального снижения масштаба модели, или методов ее сокращения, что может значительно снизить время вычислений и, следовательно, их стоимость, а также позволит чаще проводить циклические вычисления, что приведет к лучшим результатам.

Наконец, можно улучшить оценку нижних горизонтов, задействовав данные, которые обычно не используются при разработке месторождений. В рамках ISAPP (Системного подхода к нефтедобыче) новые разработки в этой области связаны с использованием периодического сейсмомониторинга, измерений проседания, плотности и скважинной радиолокации. Есть также трудности в разработке сетей датчиков верхнего и нижнего горизонтов для таких гибких типов данных, а также в получении нужной информации из результирующих наборов данных.

Новые инструменты разработки месторождений
Реализация была начата с некоторых новых концепций и методов в рамках программы ISAPP в инструментарии, который может интегрироваться в стандартный технологический процесс нефтедобывающих компаний. В качестве примера можно привести средство исторической адаптации модели, интегрированное в пакет моделирования JewelSuite®. Этот инструмент состоит из статистического фильтра Кальмана, интегрированного в качестве функции моделирования месторождения в JewelSuite® с целью численного расчета реализаций нескольких геологических сценариев. Он позволяет инженеру по разработке месторождений настроить все параметры блоков сетки и параметры модели месторождения в полуавтоматическом режиме, обеспечивающем историческое согласование набора реализаций модели месторождения в соответствии со всеми данными добычи нефти. Этот инструмент – первый в своем роде, и он работает под управлением имеющихся на рынке программ численного моделирования месторождений. Он представляет собой первый шаг на пути полной реализации всех элементов замкнутого цикла разработки месторождения в едином пакете программного моделирования. Он демонстрирует свои возможности и потенциал для новых основополагающих разработок в области управления месторождением за пределами научных и исследовательских групп. Результаты для модели, представленной на Рис. 4, показаны на Рис.5.  На Рис. 6  продемонстрированы преимущества компьютерного подхода к адаптации модели по сравнению с ручным методом прогнозирования новых скважин.

Рисунок 5: Результаты, полученные в результате технологии интегрированной исторической адаптации для 3-фазной направленной сравнительной модели. Представлено произведение коэффициента проницаемости (K) и толщины (h) а) Истинное значение Kxh. б) Исходное значение Kxh перед проведением исторической адаптации модели, в) Рассчитанное значение Kxh после исторической адаптации модели с применением статистического фильтра Кальмана

Рисунок 6: Сравнение прогноза нефтеотдачи новой скважины с фактическими результатами производительности.

Описанная выше технология будет дополнена функциями компьютерного планирования разработки месторождения. Опыт, полученный в рамках программы ISAPP, привел к разработке надежного средства статистической оптимизации, которое может использоваться для автоматизированной оптимизации, как  плана добычи, так и размещения скважин.  Результаты оптимизации размещения скважин представлены на Рис. 7.

Рисунок 7: Оптимизация размещения скважин в простом прямоугольном месторождении с учетом угловой погрешности коллектора нефти. а) Добыча нефти в результате нагнетания воды и производительность по предварительно предложенным местам расположения скважин. б) Добыча нефти в результате разработки месторождения с помощью оптимизации расположения скважин. Суперпозиции представляют векторы смещения скважин относительно их исходных положений. Улучшение эффективности вытеснения нефти приводит приблизительно к 10% повышению нефтеотдачи.

Дальнейшие разработки
TNO и Технологический университет г. Делфт внесли свой вклад в центр знаний программы ISAPP, и приглашают к участию нефтяные компании. Основной целью программы ISAPP-2 будет переход к новым концепциям, разработанным в первой программе ISAPP, и внедрение их в реальную практику. В этой связи программа ищет партнеров, заинтересованных внести фактические фонды с целью демонстрации добавочной стоимости этих концепций и для внедрения необходимых инструментов в их технологии.

Остается еще много проблем. Тем не менее, программа ISAPP-2 будет постоянно продолжать фундаментальные и экспериментальные исследования концепций замкнутого цикла и компьютерных методов. Партнеры получат возможность участия в исследованиях в непосредственном сотрудничестве с персоналом организаций-участников. Основной целью является обеспечение не менее чем 10% повышения нефтеотдачи за счет применения усовершенствованных методов и концепций в технологию разработки месторождений компаний. Мы уверены в том, что эта цель может быть достигнута путем тесного сотрудничества между научным персоналом и инженерами, которые будут использовать свой повседневный опыт и результаты исследований.

Литература
Web-сайт программы ISAPP-2 : http://www.isapp2.com/

Peters, E. и др. 2010: Результаты контрольного исследования месторождения  Брюгге по оптимизации заполнения скважин и адаптации исторической модели, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, p.391–405, SPE 119094.

Jansen, J. D., S. D. Douma, D. R. Brouwer, P. M. J. van den Hof, O. H. Bosgra, и A. W. Heemink, 2009: Замкнутый цикл разработки месторождений, SPE 119089.

Leeuwenburgh, O., P. J. P. Egberts, and O. A. Abbink, 2010: Статистические методы оптимизации сроков эксплуатации месторождений и размещения скважин, SPE 136916.