Адаптация

С целью более близкого знакомства с месторождением, с которым я сейчас работаю и строю интегрированную модель, решил сделать адаптацию, чем, если честно, я не занимался уже несколько лет. Основная цель была такова, что после завершения адаптации досконально узнаешь месторождение (точнее сказать модель месторождения, само месторождение и что там точно под землей мы не узнаем никогда), знаешь все сильные и слабые стороны модели, что в дальнейшем должно помочь при оптимизации разработки с помощью интегрированной модели и в конечном итоге получить максимум из данного месторождения.

Краткое описание, месторождение состоит из 2 меловых пластов (chalk) с достаточно высокой пористостью до 40% и низкой проницаемостью около 0.1-1 мД, разделенных между собой плотным  пропластком, с крайне низкой или непроницаемой матрицей. Но несмотря на это, во многих зонах этот плотный пропласток не является барьером, из-за естесвенной трещиноватоти. Нижний пласт достаточно однородный и обладает лучшими коллекторскими свойствами, в отличие от сильно гетерогенного верхнего пласта с ухудшенными колелкторскими свойсвами и на порядок более низкой проницаемости от 0.01-0.1 мД. За счет трещиноватости общая проницаемость в верхнем пласте около 4 мД, в нижнем 0.8 мД.

Месторождение изобилует разломами (в модели выделено около 180 разломов), вдоль которых наблюдаются зоны увеличения трещиноватости. Помимо этого также присутствует  микротрещиноватость, которую очень хорошо видно на керне. Микротрещины очень сильно влияют на итоговую эффективную проницаемость, которая в среднем примерно в 10 раз выше по сравнению с проницаемостью матрицы.

Месторождение разрабатывается горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с длиной горизонтальной секции от 1000 до 2000 м. На всех скважинах произведены по 10-17 зональных операций ГРП, на первых скважинах  – это были ГРП с проппантом, на поздних – кислотный ГРП. Оба варианта для меловых пород эффективны, хотя сказать это наверняка достаточно сложно. Первые скважины с классическим пропантным ГРП были пробурены в лучшие места месторождения, чем более поздние.  Скважины ориентированы таким образом, чтобы трещины ГРП совпадали с направлением горизонтальной секции скважины.

Управление разработкой производится открыванием или закрыванием SSD, что позволяет отсекать обводнившиеся пласты в добываюших скважинах, а также при необходимости закрывать зоны на нагнетательных скважинах с которых предположительно происходят прорывы воды. В общем предпринимаются попытки управлять фронтом вытеснения (это кстати сказать одна из задач IPM модели – попытаться автоматизировать данный процесс).

Еще некоторые официальные факты о месторождении можно найти в открытом доступе на сайте Danish Energy Agency: http://www.ens.dk/

Официальная справка о месторождении: http://www.ens.dk/en-US/OilAndGas/FieldsandProduction/Fields_and_facilities/southarne/Sider/southarne.aspx

Более детальная информация о месторождениях разрабатываемых в Датском секторе Северного моря: http://www.ens.dk/en-US/OilAndGas/ReportOilGas/Sider/Forside.aspx

Отчет о разработке нефтяных и газовых месторождений за 2011 год: http://www.ens.dk/en-US/OilAndGas/ReportOilGas/Documents/Oil_and_gas_production_in_Denmark_2011.pdf

Добыча по всем разрабатываемым месторождениям: http://www.ens.dk/en-US/OilAndGas/FieldsandProduction/Documents/Denmarks%20producing%20fields.pdf

Как хорошо, все в открытом доступе, никаких тебе тайн и секретов))

Теперь собственно об адаптации. История разработки месторождения 13 лет, в настоящий момент активны 20 скважин (13 добывающих и 7 нагнетательных). В распоряжении имеется посуточная история добычи, которую для удобства адаптации и ускорения времени расчета перевели в еженедельную. Сматчить надо было, кроме привычных нефти и воды, также добычу газа. Учитывая, что закачка воды началась лишь спустя 1.5 года после начала разработки месторождения, пластовое давление в районе добывающих скважин успело упасть ниже давления насыщения и газовые факторы за это время увеличились в разы. Замеры забойных давлений практически по всем скважинам, также посуточные, кроме тех на которых вышли из строя забойные датчики. Таких скважин всего несколько, и давление по ним пересчитывалось по моделям Prosper исходя из замеров устьевых давлений. Адаптацию было решено проводить с контролем по добыче нефти (ORAT), поэтому особенно высокие требования предъявлялись к дебиту воды.

Также практически на всех, как добывающих, так и нагнетательных скважинах в разное время были проведены испытания по определению профилей притока (PLT), в среднем 1-2 испытания на скважину, что позволило “честно” менять коэффициенты продуктивности отдельных зон, руководствуясь данными PLT.

Кроме того, в 2005 и в 2011 гг. была проведена 4D сейсмика, очень хорошего качества, по результатам которой удалось получить изменения насыщенности и деформацию отдельно по каждому из разрабатываемых пластов. Собственно наличие 4D сейсмики и стало основной причиной переадаптации существующей на тот момент модели.

Основной неопределенностью перед началом адаптации модели была эффективная(общая) проницаемость, которая складывается из проницаемости матрицы и проводимости естественных трещин. По понятным причинам, моделировать двойную пористость очень не хотелось, а тем не менее необходимо было учесть поведение трещиноватого коллектора в модели с единой пористостью и проницаемостью.

Забегая вперед скажу, что результат меня очень порадовал. Удалось достичь очень хорошей сходимости между исходными данными и результатами полученными по модели. Также могу сказать, что несмотря на сложность месторождения – деформация породы, приводящая к изменению пористости и проницаемости, так называемое ослабление мела под действием воды (water weakening of chalk), прорывы воды по трещинам и пр – приятно работать, когда в распоряжении имеется большое количество данных приемлемого качества.

Итак, что подвергалось изменениям для получения сходимости фактических и модельных данных:

• Общая проницаемость, рассчитывалась по формуле , коэффициенты подбирались методом проб и ошибок отдельно для каждого направления X, Y, Z (I, J, K). 
• Фазовые проницаемости – нефть-вода-газ. При этом для газа было характерно, что после начала закачки воды в пласт и восстановления пластового давления до уровня выше текущего давления насыщения, газовые факторы снижались до практически первоначальных (на самом деле чуть ниже, с учетом добытого газа) гораздо быстрее чем происходило разгазирование. Для адаптации этого пришлось добавить опцию гистерезиса.
• Продуктивность отдельных зон добывающих и нагнетательных скважин, умножалась на различные коэффициенты, в случае если профили притока по модели не соответствовали результатам PLT.
• Прорывы воды, подтвержденные по результатам трасерных исследований, PLT и 4D сейсмики были смоделированы добавлением соединений от нагнетательных скважин в ячейки с  добывающими скважинами, продуктивность которых подбиралась экспериментально. Большинство прорывов воды происходило вдоль разломов, совпадающих с направлением трещиноватости пласта.

Обводненность:

Ну и газовый фактор (в исходных данных есть определенные проблемы с замерами газа, для адаптации сбил так, чтобы сходилась накопленная добыча газа):

Пока все. Насколько на самом деле хороша модель покажет дальнейшая разработка.

В ответ на комментарии выкладываю несколько графиков, показывающих поскважинную сходимость:

Для каждой скважины на первом графике  – дебиты нефти и накопленная добыча нефти (адаптция шла по нефти, поэтому фактические данные и данные по модели идентичны). на втором – дебит воды, обводненность и накопленная добыча воды. На третьем – газовые факторы и накопленная добыча газа, а на четвертом – забойные давления (на некоторых скважинах забойные датчики умерли, и там определения забойного давления используются модели Prosper):

Графики забойных давлений по нескольким нагнеталкам:

Ну и напоследок, RFT давления в одной из скважин, пробуренной через 4 года после начала разработки. Значения вдоль горизонтального участка начиная от точки входа в пласт.