RU2783031C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2783031C1 RU2783031C1 RU2022102090A RU2022102090A RU2783031C1 RU 2783031 C1 RU2783031 C1 RU 2783031C1 RU 2022102090 A RU2022102090 A RU 2022102090A RU 2022102090 A RU2022102090 A RU 2022102090A RU 2783031 C1 RU2783031 C1 RU 2783031C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- development
- well
- oil
- reserves
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000001537 neural Effects 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 12
- 230000001788 irregular Effects 0.000 abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- HPTJABJPZMULFH-UHFFFAOYSA-N 12-(cyclohexylcarbamoylamino)dodecanoic acid Chemical group OC(=O)CCCCCCCCCCCNC(=O)NC1CCCCC1 HPTJABJPZMULFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 235000010384 tocopherol Nutrition 0.000 description 1
- 235000019731 tricalcium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к способу разработки нефтяной залежи. Способ применим при формировании системы разработки малых и средних месторождений. Способ реализуется за счет применения нерегулярной сетки скважин. Нерегулярная сетка скважин позволяет учитывать индивидуальные особенности геологического строения эксплуатационного объекта. Предварительно по предельным значениям КИН и NPV определяют оптимальные параметры системы разработки, такие как общее число скважин, число пробуренных скважин за год, количество вовлекаемых запасов в разработку. Способ включает этапы моделирования и прогнозирования. Этап моделирования состоит в построении гидродинамической модели месторождения на основе данных, полученных при бурении разведочных скважин. Гидродинамическая модель месторождения включает в себя карту состояния скважин, карту подвижных запасов, карты пластовых давлений, карты скоростей фильтрации пластовых флюидов. Этап прогнозирования включает применение вычислительной процедуры для оптимизации размещения скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности повышения КИН. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при формировании системы разработки малых и средних месторождений.
Из уровня техники известен способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей (RU 2547848 C2, Е21В 43/263, опубл. 10.04.2015). Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах, где ряды нагнетательных и добывающих скважин размещаются параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. При этом добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП.
Основным недостатком этого способа является использование шаблонной рядной системы разработки, которая может оказаться не эффективной на малых месторождениях, где важно учитывать геологическую неоднородность эксплуатационного объекта.
Наиболее близким к заявленному изобретению техническим решением, выбранным в качестве прототипа, признан способ выбора системы разработки месторождения (RU 2692369 C1, Е21В 47/10, G06F 17/00, опубл. 24.06.2019). Способ осуществляет определение площадного расположения скважин и включает формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих пласт; определение набора выходных изменяемых параметров, характеризующих систему разработки, где для каждого из типов системы разработки и каждого изменяемого параметра системы разработки выполняют ряд процедур, обеспечивающих получение динамики дебита скважин во времени.
Недостатком этого способа является низкая эффективность площадной системы разработки, которую применяют в способе, для участков месторождений или малых месторождений. Кроме того, способ подразумевает использование упрощенных аналитических моделей для оценки эффектов схем размещения вместо просчета реальных гидродинамических моделей, что позитивно сказывается на скорости расчетов, однако может иметь значительные расхождения с расчетами на гидродинамических моделях.
Техническая проблема, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в преодолении недостатков, присущих аналогам и прототипу за счет обеспечения возможности точечного размещения каждой скважины в нерегулярной сетке. Основная проблема, решаемая с использованием заявляемого изобретения, сводится к повышению коэффициента извлечения нефти (КИН).
Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в обеспечении потенциальной возможности повышения КИН, за счет применения нерегулярной сетки скважин, которая позволяет учитывать индивидуальные особенности геологического строения эксплуатационного объекта. Результат достигается благодаря предварительному определению оптимальных параметров системы разработки (общее число скважин, число пробуренных скважин за год, количество вовлекаемых запасов в разработку), путем нахождения предельных значений КИН и NPV.
Поставленная задача решается тем, что заявляемый способ разработки нефтяной залежи включает этапы моделирования и прогнозирования, при этом этап моделирования состоит в построении гидродинамической модели месторождения на основе данных, полученных при бурении разведочных скважин, включающей в себя карту состояния скважин, карту подвижных запасов, карты пластовых давлений, карты скоростей фильтрации пластовых флюидов, а этап прогнозирования включает применение вычислительной процедуры для оптимизации размещения скважин.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 и 2 приведена блок-схема алгоритма работы автоматизированной системы при реализации способа.
Способ может быть осуществлен на основе специализированного высокопроизводительного аппаратно-программного комплекса
моделирования состояний сложных систем на основании алгоритма AlphaZero, в частности симуляции нефтегазовых месторождений, выполненного в виде компьютера, содержащего центральный процессор Intel Core i7 или AMD Ryzen 7, дискретную видеокарту NVIDIA и 32 Гб оперативной памяти. Для обеспечения более высокопроизводительного выполнения параллельных вычислений в качестве видеокарты специализированного компьютера целесообразно применить модель GeForce RTX 2080 Ti, содержащую 2944 скалярных процессоров (ядер CUDA).
Способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом.
Первоначально с помощью средств ввода информации в аппаратно-программный комплекс вводят экономические ограничения модели, к которым относят плотность сетки скважин (число скважин на 1 Га), коэффициент ежегодного бурения от общего числа скважин, коэффициент вовлеченности извлекаемых запасов в год.
Затем определяют параметры дерева Монте-Карло и нейронной сети. Далее в симулятор загружают гидродинамическую модель месторождения, полученную на этапе моделирования. В случае отсутствия полевых данных для симуляции гидродинамическую модель синтезируют искусственно на основе имеющихся косвенных данных.
Дальнейшие действия выполняются в автоматическом режиме.
Рассчитываются оптимальные экономические параметры месторождения путем перебора параметров: коэффициента падения добычи нефти, количества скважин, которые бурятся в год, начальных извлекаемых запасов, вовлекаемых в разработку в год, и вычисления годовой добычи нефти по формуле (1) в случае наличия полки по добыче и (2) если полки нет.
где Zy - темп вовлечения запасов в год, д.ед от НИЗ., N - время полного вовлечения запасов при заданном Zy, год, L - время, когда добыта половина запасов, момент достижения полки, год, α - величина, обратная кратности запасов (3).
где Qw - годовая добыча нефти по скважине, Z - запасы по месторождению, С1 - капитальные затраты, зависящие от макс, добычи нефти, βt, β, βw - коэффициенты операционных затрат на транспорт, инфраструктуру, скважины, Wy - количество пробуренных скважин в год.
Далее выполняется первоначальная инициализация нейронной сети и дерева Монте-Карло, а также выполняются гидродинамические расчеты с получением карт дебитов нефти, пластовых давлений и карт скоростей фильтрации пластовых флюидов. После чего размещается первая добывающая скважина в точке с максимальной нефтенасыщенностью.
Основной цикл моделирования выполняется до достижения моделью утвержденного КИН, либо достижения лимита скважин, либо достижения лимита ходов расчета.
В первом вложенном цикле выполняется итерационный перебор N секторов с добывающими скважинами. На каждом шаге цикла выполняются следующие действия.
Выполняется второй вложенный цикл, в котором выполняется M симуляций состояния N-го сектора.
В случае, если текущее состояние N-го сектора не является известным узлом дерева Монте-Карло, то осуществляется третий вложенный цикл выбора нового и последующих узлов дерева Монте-Карло до достижения максимально возможного числа его вершин на основании следующей зависимости:
где UCT - верхняя доверительная граница для деревьев (upper confidence bound for trees); Q - ожидаемая оценка узла, усредненная по всем визитам по ветви узла (0 - если ветка не исследована); P - априорная вероятность для действия в отношении этого узла (желательность); N - сумма всех визитов родительского узла; n - число визитов к этой ветке; с - уровень исследования, балансирующий исследование новых состояний и использование наиболее ценных, высокое значение с дает предпочтение менее исследованным узлам.
После окончания третьего вложенного цикла осуществляются гидродинамические расчеты с получением карт гидродинамической модели для текущего состояния дерева Монте-Карло с его оценкой с помощью нейронной сети. После чего выполняется обновление статистик узлов дерева Монте-Карло.
После окончания второго вложенного цикла M симуляций состояния N-го сектора выполняется выбор его лучшего модельного варианта по условию максимума частоты визитов узлов дерева Монте-Карло.
После окончания первого вложенного цикла итерационного перебора N секторов с добывающими скважинами среди них выбирается наилучший по модельным параметрам, после чего для выбранного сектора осуществляется принятие решение о бурении в его границах добывающей скважины, перевода имеющейся скважины в режим нагнетания для поддержки пластового давления или отсутствия действий.
После окончания основного цикла моделирования его результаты сохраняются жестком диске аппаратно-программного комплекса для дальнейшего анализа.
Прогресс обучения нейронной сети был разбит на два этапа и представлен в таблице 1.
Сравнительные результаты вариантов разработки месторождения, предложенные инженером-разработчиком и полученные по предложенному в настоящей заявке способу, рассмотрим на примере.
Месторождение А представляет собой месторождение-спутник большого месторождения Б, так что изученность тестового месторождения можно считать хорошей. Месторождение А разрабатывается с 2018 года. Для теста выбрана неразрабатываемая на момент моделирования залежь нефти пластово-сводового типа, представленная известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Размеры залежи: 1,2×1,1 км, толщина 7,1 м. Геологические запасы составляют 301.8 тыс. тонн, извлекаемые - 169.6 тыс. тонн.
Инженером разработчиком было представлено два варианта технологических схем разработки (TCP).
Вариант 1 инженера. Предусматривает разработку объекта собственными скважинами с избирательным размещением скважин и естественным режимом разработки. Фонд скважин: 4 добывающие. Проектный срок разработки - 72 года. Накопленная добыча нефти за весь период - 117 тыс. тонн. Расчетный КИН - 0,386.
Вариант 2 инженера. Предполагает бурение скважин с проведением двух гидроразрывов пласта. Разработка объекта ведется с поддержкой пластового давления. Фонд скважин: 4, в том числе три добывающие и одна нагнетательная. Проектный срок разработки - 59 лет. Накопленная добыча нефти за весь период - 119 тыс. тонн. Расчетный КИН - 0,395.
Аппаратно-программный комплекс «РН-НЕЙРОСЕТИ» выполнил моделирование ~9000 вариантов технологических схем разработки месторождения, что позволило улучшить показатели относительно утвержденных проектных технических документов на разработку месторождения А с учетом введенных ограничений модели - бурение вертикальных скважин без гидроразрыва пласта.
Вариант 0 предложенного способа разработки. Модельный вариант технологической схемы разработки, полученный на первом этапе обучения системы, показал неудовлетворительные результаты: одна из скважин была поставлена в переходной водонефтяной зоне, перевода скважин в режим нагнетания не производилось. Фонд скважин: 3. Расчетный КИН - 0.15.
Вариант 1 предложенного способа разработки. Модельный вариант технологической схемы разработки превосходит аналогичный вариант, предложенный инженером, тем, что система предложила перевести одну скважину в нагнетание, за счет чего удалось повысить КИН и NPV от разработки месторождения. Фонд скважин: 4, в том числе три добывающие и одна нагнетательная. Расчетный КИН - 0.389.
Вариант 2 предложенного способа разработки. Модельный вариант технологической схемы разработки уступает аналогичному варианту, предложенному инженером из-за ограничений модели использовать гидроразрыв пласта, но ключевой момент - перевод одной из скважин в нагнетание позволил получить достаточно хорошие модельные результаты. Фонд скважин: 4, в том числе три добывающие и одна нагнетательная. Расчетный КИН - 0.344.
В таблице 2 приведены результаты сравнения первого варианта инженера и первого варианта программно-аппаратного комплекса, так как эти варианты разработаны в сопоставимых условиях.
Дополнительно было проведено сравнение результатов работы предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с историческим результатом и результатами регулярных систем разработки на участке месторождения В. Геологические запасы составляют 12206.8 тыс. тонн, извлекаемые - 6872,43 тыс. тонн. Размеры залежи: 2,6×2,6 км, толщина: 65 м. На фиг. 3 представлено размещение скважин предлагаемого способа разработки и исторического варианта разработки. На фиг. 4 представлены варианты разработки месторождения регулярными площадными системами 9-точечной и 7-точечной.
Предлагаемый метод размещения нерегулярной сетки скважин показал результат лучше исторического варианта разработки. В таблице 3 приведены сравнительные показатели по накопленной добыче и NPV.
Для сравнения с регулярными площадными системами в одинаковых условиях в предлагаемом способе все скважины вводились единовременно в первый месяц расчета. Способ разработки нефтяной залежи показал результат, сопоставимый с результатами регулярных 9-точечной и 7-точечной систем (разница в накопленной добыче находится в пределах 5%, что является допустимым при сравнении интегральных показателей в соответствии с Временным регламентом оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей от 19.04.2012).
Таким образом, рассмотренный в настоящей заявке способ разработки нефтяной залежи позволяет обеспечить одновременный поиск множества оптимальных вариантов, которые могут быть пропущены инженером, являющимся специалистом по разработке технологических схем разработки месторождений, а автоматизация рутинных вычислительных операций по поиску таких вариантов, позволит высвободить время экспертов на отбор финального наиболее эффективного варианта разработки месторождения.
Claims (3)
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий этапы моделирования и прогнозирования, где этап моделирования состоит в построении гидродинамической модели месторождения на основе данных, полученных при бурении разведочных скважин, включающей в себя карту состояния скважин, карту подвижных запасов, карты пластовых давлений, карты скоростей фильтрации пластовых флюидов, а этап прогнозирования включает применение вычислительной процедуры для оптимизации размещения скважин, отличающийся тем, что на этапе прогнозирования с помощью аппаратно-программного комплекса на основе алгоритма AlphaZero формируют модельную сетку месторождения, состоящую из секторов, каждый из которых представляет собой набор двумерных матриц, где элемент матрицы характеризует наличие скважины, вид и состояние скважины, величину начальных запасов нефти, текущий дебит или пластовое давление, на первом шаге процедуры оптимизации выбирают сектор с максимальной нефтенасыщенной толщиной по гидродинамической модели, устанавливая его в качестве корневого узла в дереве Монте-Карло, выполняют заданное число симуляций по дереву Монте-Карло, в ходе которых моделируют возможные варианты размещения скважин, на втором и последующих шагах процедуры оптимизации выбирают лучшее положение новой скважины в этом секторе на основе ветви с наибольшим числом посещений за время симуляций, затем повторяют заданное число симуляций по дереву Монте-Карло для второго и последующих шагов до выполнения условий окончания расчета.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычислительная процедура для оптимизации размещения скважин может быть запущена в двух режимах, где в первом режиме результаты прогнозирования используются для обучения нейронной сети, а во втором режиме прогнозирование осуществляется с уже обученной нейронной сетью.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве условий окончания расчета выбирают достижение предельного количества извлекаемых запасов, либо достижение лимита пробуренных скважин, либо достижение предельного срока расчета.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2783031C1 true RU2783031C1 (ru) | 2022-11-08 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090020284A1 (en) * | 2007-07-20 | 2009-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, method and system for stochastic workflow in oilfield operations |
US20140019108A1 (en) * | 2012-07-13 | 2014-01-16 | IFP Energies Nouvelles | Method for exploiting a geological reservoir from a reservoir model matched by the computation of an analytical law of conditional distribution of uncertain parameters of the model |
RU2535577C1 (ru) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин |
RU2547848C2 (ru) * | 2013-01-16 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей |
RU2692369C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-06-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Способ выбора системы разработки месторождения |
RU2695418C1 (ru) * | 2019-01-22 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2717847C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-03-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Способ разработки нефтяной залежи |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090020284A1 (en) * | 2007-07-20 | 2009-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, method and system for stochastic workflow in oilfield operations |
US20140019108A1 (en) * | 2012-07-13 | 2014-01-16 | IFP Energies Nouvelles | Method for exploiting a geological reservoir from a reservoir model matched by the computation of an analytical law of conditional distribution of uncertain parameters of the model |
RU2547848C2 (ru) * | 2013-01-16 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей |
RU2535577C1 (ru) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин |
RU2692369C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-06-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Способ выбора системы разработки месторождения |
RU2695418C1 (ru) * | 2019-01-22 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2717847C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-03-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10767448B2 (en) | Multistage oilfield design optimization under uncertainty | |
EP3559401B1 (en) | Method and system for stable and efficient reservoir simulation using stability proxies | |
AU2009314449B2 (en) | Systems and methods for dynamically developing wellbore plans with a reservoir simulator | |
CA2793825C (en) | Automated field development planning | |
RU2692369C1 (ru) | Способ выбора системы разработки месторождения | |
US20180094514A1 (en) | Shale geomechanics for multi-stage hydraulic fracturing optimization in resource shale and tight plays | |
EA030434B1 (ru) | Способ улучшения разработки зрелого нефтяного или газового месторождения | |
Chaikine et al. | A machine learning model for predicting multi-stage horizontal well production | |
Litvak et al. | Field development optimization with subsurface uncertainties | |
CN114595608A (zh) | 一种压裂施工参数和工作制度参数优化方法及系统 | |
US11500123B2 (en) | Hybrid 3D geocellular representation of selected natural fracture network subsets | |
RU2783031C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CN112084637B (zh) | 压裂高维参数的自动搜索方法、装置和设备 | |
AU2015268702B2 (en) | Systems and methods for dynamically developing wellbore plans with a reservoir simulator | |
US11353622B2 (en) | Systems and methods for hydrocarbon reservoir three dimensional unstructured grid generation and development | |
US20240076980A1 (en) | Systems and Methods for Analysis and Simulation of Subsurface Hydraulic Fracture Geometries with Three-Dimensional Rock Discontinuities | |
US20240037413A1 (en) | Computer-implemented method and computer-readable medium for drainage mesh optimization in oil and/or gas producing fields | |
Kuvaiov et al. | Approaches to modeling oil and gas field development | |
전종영 | Stochastic Sequential Optimization for Full Field Development of Gas Condensate Reservoirs | |
Palmer et al. | 2.10 ADVANCES IN HYDRAULIC FRACTURE MODELING RELATED TO LENTICULAR GAS SANDS |