Главная страница
Навигация по странице:

  • КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: Физические процессы нефтегазового производстваПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

  • Краткий исторический экскурс

  • 1.1 Геологическое моделирование

  • 1.2 Гидродинамическое моделирование

  • 2. Необходимые исходные данные и основные программные продукты для геологического моделирования.

  • ЛЫТКИН испр. Курсовая работа по дисциплине Физические процессы нефтегазового производства пояснительная записка тема работы Моделирование физических процессов нефтегазового производства



    Скачать 2.36 Mb.
    НазваниеКурсовая работа по дисциплине Физические процессы нефтегазового производства пояснительная записка тема работы Моделирование физических процессов нефтегазового производства
    АнкорЛЫТКИН испр.docx
    Дата22.04.2017
    Размер2.36 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаЛЫТКИН испр.docx
    ТипКурсовая
    #1629
    страница1 из 3
      1   2   3

    Министерство образования и науки РФ

    Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

    высшего профессионального образования
    «ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

    КОЛЬСКИЙ ФИЛИАЛ
    ГОРНЫЙ ФАКУЛЬТЕТ

    КУРСОВАЯ РАБОТА

    по дисциплине: Физические процессы нефтегазового производства

    ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
    Тема работы: Моделирование физических процессов нефтегазового производства

    Автор: студентка гр. _ФПГП_______ _________________________/ Кудряшова М.М/

    (подпись)

    Оценка: ______________

    Дата: ________________

    Проверил:

    руководитель работы: доцент_ __________________ / Лыткин В.А. /

    (должность) (подпись)
    Апатиты

    2014

    СОДЕРЖАНИЕ

    Введение ................................................................................................................................. 3

    1. Краткий исторический экскурс……………..................................................................... 5

    1.1 Геологическое моделирование .......................................................................... 5

    1.2 Гидродинамическое моделирование ................................................................. 7

    2. Необходимые исходные данные и основные программные продукты для геологическоготмоделирования............................................................................................ 9

    3. Основные физико-химические свойства флюидов (вода, нефть, газ, газоконденсат)........................................................................................................................ 15

    4. Необходимые исходные данные для гидродинамического моделирования. Воспроизведение истории разработки (адаптация)………………………………………17

    5. Основные программные продукты для гидродинамического моделирования....................................................................................................................... 21

    6. Моделирование разработки залежей с линейными зонами резкой неоднородности..25

    Заключение…......................................................................................................................... 34

    Список литературы................................................................................................................ 35


    Введение

    Основная цель современной разработки месторождений углеводородов направлена на наиболее полное извлечение их извлекаемых запасов при максимальной экономической рентабельности. Для достижения наиболее полного коэффициента охвата и коэффициента извлечения нефти используются передовые технологии. Одним из ключевых направлений по праву является компьютерное моделирование. [Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 208 с.]

    Цель: Представить литературный обзор на тему моделирование физических процессов нефтегазового производства.

    Задачи:

    1. Приобрести навыки работы с информацией по теме моделирование физических процессов.

    2. Изучить основные продукты для гидродинамического моделирования

    Тем не менее, основная проблема, при составлении проектных документов, обусловлена расхождениями между статической (геологической) и фильтрационной (гидродинамической) моделями. Характерно, что федеральные комиссии: центральная комиссия по разработке (ЦКР) и территориальная комиссия по разработке (ТКР), а также многочисленные эксперты, по-прежнему требуют, чтобы статическая и фильтрационная модели отличались друг от друга несущественно (не более 3 %). Создание современных трехмерных цифровых (3D) геологических моделей в настоящее время стало обычной, почти рутинной, процедурой в рамках общего процесса разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Создание 3D-моделей решает при этом, как правило, следующие задачи:

    − подсчет запасов углеводородов,

    − планирование (проектирование) скважин,

    − оценка неопределенностей и рисков,

    − подготовка основы для гидродинамического моделирования.

    Вместе с тем, ощущается нехватка русскоязычной литературы в области 3D-геологического моделирования. Основными источниками информации остаются руководства по использованию программных пакетов геологического моделирования и «Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Часть 1», выпущенные в 2003 году. Все этапы подготовительных и эксплуатационных работ можно разделить на несколько основных этапов – сейсмическое изучение площади работ, разведочное и эксплуатационное бурение геофизическое изучение скважин (ГИС), лабораторное исследование керна и флюидов, анализ и выявление петрофизическихзависимостей, построение трехмерной геолого-технологической модели расчет прогнозных показателей разработки.


    1. Краткий исторический экскурс

    Математические методы моделирования нефтяных и газовых коллекторов стали активно применяться в 60-х годах, когда начали использоваться упрощенные модели «песок-глина».

    В середине 70-х годов широко стала применяться геостатистика, впервые для построения карт применялся метод кригинга. В начале 1980-х годов была опубликована работа Haldorsen H.H. [H.H. Haldorsen, 1983]. Стали активно внедряться стохастические модели типа «песок-глина», например, на таких месторождениях Северного моря как Wytch Farm и Frig (Begg et al., 1985).

    Bo второй половине 80-х годов уже создавались полноценные геологические модели. Появились новые методы и компьютерные приложения, разработанные в Норвегии (STORM, IRAP) (Haldorsen &MacDonald, 1987), Стэмфорде (SCRF, GSLIB) (Deutsch and Journal, 1992), IFP (Heresim).

    1990-e годы характеризуются огромным количеством публикаций на тему применения стохастических методов моделирования коллекторов. Пиксельное (метод Последовательного Гауссовского моделирования и метод Последовательного Индикаторного моделирования) и объектное моделирование стали использоваться совместно. В целом, это десятилетие ознаменовалось интеграцией в процессе моделирования различных методов моделирования и различных источников информации. При моделировании стохастические методы использовались совместно с сейсмическими данными, изучением седиментологической структуры коллекторов, данными гидродинамического исследования скважин и т. д.

    В первые годы XXI века быстрое развитие получило программное обеспечение (ROXAR, PETREL, ECLIPSE), которое применяется для моделирования. Новейшие программные пакеты дали возможность интегрировать различные источники данных и методы в одной модели. Также в эти годы получил применение метод «тренировочных изображений».

    1.1 Геологическое моделирование

    Построение трехмерных цифровых геологических моделей в настоящее время уже стало естественной составляющей технологических процессов обоснования бурения скважин и составления планов разработки месторождений углеводородов, включая оценку экономической эффективности предлагаемых геолого-технологических мероприятий.

    В значительной степени это связано с усложнением строения разрабатываемых месторождений и новыми технологиями добычи, например, бурением горизонтальных скважин.

    Появление трехмерного геологического моделирования как самостоятельного направления оказалось возможным вследствие следующих основных факторов:

    − разработки математических принципов и алгоритмов трехмерного моделирования;

    − развития смежных областей геологического и геофизического знания – обработки и интерпретации 3D-сейморазведки, сиквенсстратиграфии, а также трехмерного гидродинамического моделирования;

    − появления достаточно мощных компьютеров и рабочих станций, позволяющих выполнять сложные математические расчеты с достаточным быстродействием и визуализацией результатов;

    − разработки коммерческих программ, обеспечивающих цикл построения трехмерных моделей (загрузка, корреляция, картопостроение, построение кубов ФЕС, визуализация, анализ данных, выдача графики и др.);

    − накопления обширного опыта двумерного геологического моделирования, подсчета запасов и нефтегазопромысловой геологии.

    Таким образом, начало работ по трехмерному геологическому моделированию в России естественным образом связано с появлением на рынке в 1993–94 годах и началом продаж программ Stratamodel (Landmark), IRAP RMS несколько позже – 3D-Property. Широкомасштабные продажи пакетов трех-мерного моделирования начались в 1996–97 годах (мы не рассматриваем пакеты двумерного моделирования типа Charisma-RM или Tigress, позволяющие строить псевдотрехмерные модели).

    В настоящее время пакет Stratamodel используется весьма ограниченно, фирма Shlumberger распространяет пакет Petrel, пришедший на смену 3D-Property, пакет IRAP RMS распространяется компанией Roxar – преемником Smedvig Technologist, фирма Paradigm Geophysical предлагает пакет Gocad (мы упомянули наиболее распространенные в России зарубежные пакеты).

    Впервые на отраслевом уровне задача построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей при проектировании российских месторождений углеводородов была поставлена в Регламенте по проектированию (1996 г.), что послужило толчком к массовому началу работ по построению трехмерных геологических моделей.

    Большую роль в дальнейшем развитии 3D-геологического моделирования сыграли постановление Центральной комиссии по разработке о необходимости построения 3D-геологических и гидродинамических моделей при создании проектных документов, а также подготовка отраслевых документов в области 3D-моделирования: Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (2000 г.) и Методических указаний по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (2003 г.).

    Развитие программных пакетов геологического моделирования обеспечивается, с одной стороны, появлением новых принципов и алгоритмов 3D-моделирования (нейронные сети, многоточечная статистика – MPS), с другой – расширением функциональности за счет включения и интеграции новых модулей (анализ данных сейсморазведки, сопровождение бурения горизонтальных скважин). Таким образом, трехмерное цифровое геологическое моделирование продолжает оставаться интересным, увлекательным и экономически эффективным направлением нефтегазовой геологии.

    1.2 Гидродинамическое моделирование

    Разработки в области численного гидродинамического моделирования и создания суперкомпьютеров всегда были взаимосвязаны: как только аппаратное обеспечение становилось мощнее, инженеры строили модели, которые были больше или сложней, в результате существующие компьютеры оказывались слишком медленными. Далее совершенствовались компьютеры, и снова усложнялись модели и т. д.

    Исследования в численном моделировании начались в конце 50-х годов прошлого столетия как расширение концепции материального баланса. Некоторые фундаментальные концепции и математические методы, разработанные в течение первых двух десятилетий исследований, являются актуальными и сейчас (конечно-разностная дискретизация, IMPES, полнонеявный метод, формулизация моделей композиционной и «черной нелетучей нефти», модели скважин, и др.).

    Несмотря на то, что теория численного моделирования была разработана относительно быстро, широкому внедрению моделирования в ежедневную работу инженеров препятствовала недостаточная компьютерная мощность. Так, до начала 80-х годов размеры типичных численных гидродинамических моделей редко превышали нескольких тысяч ячеек. Только, когда модели стали иметь приемлемый уровень детализации, гидродинамическое моделирование стало достаточно точным и могло использоваться в качестве основного инструмента для выполнения проекта разработки месторождений. С появлением суперкомпьютеров в 80-х годах и выпуском коммерческих симуляторов месторождений (например, первый релиз ECLIPSE был выпущен в 1983 г.), численное моделирование стало стремительно развиваться.

    Начало XXI в. характеризуется экспонентным ростом доступной (и по цене) компьютерной мощности за счет появления параллельных вычислений на многопроцессорных компьютерах и невероятного роста мощности персональных компьютеров (ПК), которое было вызвано индустрией компьютерных приложений и игр.

    В настоящее время, в России основными программными пакетами при создании геологических моделей месторождений нефти и газа являются Petrel (Schlumberger), Irap (Roxar), Stratamodal (Landmark), DV-Geo (ЦГЭ), TimeZYX (группа компаний «Траст).

    При создании гидродинамических моделей чаще всего используют Eclipse/Petrel (Schlumberger), Tempest (Roxar), VIP (Landmark), TimeZYX (группа компаний «Траст). В последние годы (начиная с 2007 года) особенно активно стала продвигаться отечественная программа t-Navigator (RF Dinamics, г. Москва).

    Особо стоит отметить разработку специализированного программного комплекса HydroGeo, разработанного выдающимся ученым Национального исследовательского Томского политехнического университета, Михаилом Болеславовичем Букаты. Данная программа предназначена для гидродинамического и гидрогеохимического моделирования.

    2. Необходимые исходные данные и основные программные продукты для геологического моделирования.

    В данной главе рассматриваются программные пакеты и основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования. Помимо особенностей геологического строения месторождения количество и качество исходной информации в значительной степени определяют способы построения модели и получаемые результаты. Определим основной набор исходных данных:

    1. Координаты устьев скважин, альтитуды, инклинометрия – используются для создания траекторий скважин в модели. Важно отметить, что в последнее время в старых скважинах в массовом порядке проводятся повторные измерения инклинометрии (гироскопы), которые необходимо обязательно собрать и учесть.

    2. Координаты пластопересечений, рассчитанные маркшейдерской службой – используются для контроля пластопересечений, рассчитанных в проекте после корреляции пластов, а также для создания искусственных вертикальных скважин в модели, когда отсутствуют данные инклинометрии. При сопоставлении координат пластопересечений надо иметь в виду, что алгоритмы расчета траекторий скважин по информации об углах и азимутах в разных программах могут различаться.

    3. Стратиграфические разбивки (маркеры), рассчитанные геологом в проекте – используются в качестве основы при формировании структурного каркаса.

    4. Кривые ГИС – используются для корреляционных построений, выделения литотипов, оценки характера насыщения и ФЕС, фациального анализа, привязки данных сейсморазведки. Результаты интерпретации ГИС (РИГИС) используются при построении 3D модели для распространения свойств – построения кубов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

    5. Отбивки флюидных контактов в скважинах – используются для построения карт флюидных контактов и геометризации залежей. Интервалы перфорации, результаты испытаний и работы скважин, гидродинамического каротажа используются для обоснования и корректировки положения флюидных контактов.

    6. Даты бурения и ввода скважин в добычу (под закачку), карты накопленных отборов и закачки – используются при отборе скважин с неискаженными влиянием разработки величинами начальной насыщенности .

    7. Сейсмические данные. Структурные карты и поверхности нарушений по данным сейсморазведки, бурения и других методов используются для формирования структурного каркаса. Карты или кубы сейсмических атрибутов используются для распространения ФЕС в межскважинном пространстве.

    8. Общие и геологические данные:

    – карты эффективных и нефтенасыщенных толщин 2D (из отчета по подсчету запасов) – используются для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3D-модели. Сводная таблица подсчетных параметров и запасов УВ (из отчета по подсчету запасов) используется для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3D-модели.

    – топоснова, полигоны лицензии, ВНК, нарушений, зон замещения и выклинивания, водоохранных зон, категорий запасов– используются в качестве исходных данных для двумерного картопостроения и 3D-моделирования, для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3D-модели. Как правило, эта информация сводится на совмещенную схему изученности ,которая является базовой картой при создании модели.

    – текст отчета по подсчету запасов (проектного документа), отчеты по изучению недр являются той фактологической базой, на которой базируется оценка запасов и построение модели.

    Поскольку основной опорной информацией для построения модели являются данные РИГИС, рассмотрим наиболее распространенные виды интерпретации ГИС, используемые при создании моделей.

    Поточечная непрерывная интерпретация используется в зарубежных (в большей степени) и российских программных пакетах интерпретации.

    Оценка геофизических параметров и ФЕС выполняется по всему разрезу с шагом дискретизации каротажных измерений.

    Оценка геофизических параметров и ФЕС выполняется для относительно однородных интервалов разреза, обычно толщиной от 0, 4 до 4 м.

    Применяется и упрощенный подход при попластовой обработке ГИС – оценка ФЕС только в коллекторах, в неколлекторах значения не определяются. К сожалению, данный подход до сих пор достаточно широко распространен как стандартный при подсчете запасов, что не позволяет полностью использовать весь арсенал методов моделирования при построении моделей.

    Поинтервальная или поточечная непрерывная интерпретация по разрезу с выделением литотипов пород – наиболее оптимальный для построения полноценной геологической модели вариант интерпретации ГИС, который целесообразно фиксировать в техническом (геологическом) задании на интерпретацию данных каротажа.

    Как правило, данные, собранные из различных источников, загружаются в программный продукт моделирования, где создается но- вый рабочий проект. Большинство современных пакетов геологического моделирования (Petrel, IRAP RMS, Gocad) имеют файловую организационную структуру.

    В качестве примера пакета геологического моделирования, работающего с использованием реляционной базы данных Oracle, можно привести пакет Stratamodel, использующий совместно с другими приложениями ПК Landmark (сейсмическими, петрофизическими) базу данных OpenWorks.

    Типовой набор основных модулей наиболее распространенных пакетов трехмерного геологического моделирования .Он включает в себя модули:

    – импорта и экспорта данных,

    – корреляции пластов по скважинным данным,

    – интерпретации данных сейсморазведки (как правило, это – выделение нарушений, трассирование горизонтов и картопостроение, атрибутный анализ, то есть «сейсмика для геологов»),

    – анализ данных (построение ГСРов, кроссплотов, вариограмм, гистограмм)

    построение и редактирование карт, точек, полигонов,

    – построение модели тектонических нарушений,

    – построение структурно-стратиграфического каркаса,

    – осреднение скважинных данных на сетку,

    – литологофациальное моделирование,

    – петрофизическое моделирование,

    – подсчет запасов,

    – планирование скважин,

    – анализ неопределенностей и рисков,

    – калькулятор (кубов, карт, каротажных кривых, атрибутов),

    – оформление отчетной графики.

    При необходимости в этот набор включают модуль моделирования трещиноватости. Модуль интерпретации каротажных кривых, как правило, в этот набор не входит. Интерпретацию каротажных кривых обычно выполняют петрофизики в отдельном специализированном пакете.

    Процесс построения геологических моделей требует достаточно производительных компьютеров с мощными графическими картами. Поэтому наиболее распространенным рабочим местом геолога-модельера является рабочая станция с двумя экранами ,что позволяет эффективно работать с различными приложениями.

    В последнее время визуализация исходных данных и цифровых геологических моделей все чаще производится не только на рабочих станциях, но и в специально оборудованных центрах пространственной визуализации в объемном стереоскопическом режиме. Такие центры используются также для визуализации данных сейсморазведки 3D, фильтрационных расчетов, а также в качестве decision room – комнаты, в которой в процессе обсуждения геофизических, геологических и гидродинамических данных принимаются решения по оптимизации процесса дальнейшей разведки и разработки месторождения.

    Nvidia 3D Vision — технология стереоскопического проецирования, разработанная компанией Nvidia. В технологии NVIDIA 3D Vision используется затворный метод разделения изображений для левого и правого глаз. Изображения проецируются поочередно, а в активных очках смонтированы ЖК-затворы, которые синхронно с проектором поочередно закрываются, позволяя каждому глазу видеть только своё изображение

    В заключение остановимся на принципах выбора границ проекта моделирования. Как правило, в плане границы участка моделирования выбираются на основе исходных данных – на 1,5–2 км шире границ внешнего контура нефтеносности или границ лицензии. Выбор границ моделирования в разрезе определяется, с одной стороны, целевым геологическим заданием и условиями горного отвода, с другой – возможностями используемой техники и программного пакета.

    Традиционно технология геологического моделирования 3D представляется в виде следующих основных этапов:

    1. Сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка данных.

    2. Структурное моделирование (создание каркаса).

    3. Создание сетки (3D-грида), осреднение (перенос) скважинных данных на сетку.

    4. Фациальное (литологическое) моделирование.

    5. Петрофизическое моделирование.

    6. Подсчет запасов углеводородов.

    В зависимости от поставленной задачи возможно исключение каких-либо этапов или их повторение. Поскольку традиционная схема подробно освещается в руководствах пользователей, остановимся на ней кратко.

    После загрузки исходных данных и создания рабочего проекта создается структурно-стратиграфический каркас модели. Для этого предварительно выполняется корреляция скважин (проставляются разбивки пластов в скважинах), прослеживаются опорные сейсмические горизонты, создается модель тектонических нарушений. На этой основе в рамках заданных границ участка моделирования и при выбранных горизонтальных размерах ячеек строится каркас, состоящий из горизонтов – стратиграфических границ пластов, посаженных на корреляционные разбивки и увязанных с поверхностями тектонических нарушений.

    В рамках этого каркаса с учетом закономерностей осадконакопления для каждого пласта выполняется тонкая «нарезка» слоев, создавая таким образом трехмерную сетку (3D-грид). На ячейки сетки вдоль траекторий скважин выполняется перенос (осреднение) результатов интерпретации ГИС – кривых фаций, литологии, пористости, нефтенасыщенности и др. Иногда эта процедура называется ремасштабированием.

    По этим скважинным данным, используя результаты интерпретации сейсморазведки в качестве трендовых параметров (если они есть), рассчитываются кубы свойств в ячейках сетки в межскважинном пространстве.

    В начале – дискретный куб фаций (литологии). Затем, с учетом вида распределения и пространственных закономерностей для каждой факции, строятся непрерывные кубы пористости Кп и проницаемости Кпр.

    Непрерывный куб нефтегазонасыщенности Кнг рассчитывается исходя из данных о свойствах пород (Кп, Кпр), пластовых флюидов и закономерностей капиллярно-гравитационного равновесия (модели переходной зоны). Правда, для некоторых типов пород переходная зона может и отсутствовать. Предварительно для каждого пласта строятся поверхности флюидных контактов.

    На основе этих кубов ФЕС производится подсчет запасов углеводородов, проектирование скважин, модель передается гидродинамикам для фильтрационных расчетов. С появлением новой информации (бурение скважин, отстрел новых сейсмических кубов 3D, выполнение дополнительных исследований керна и др.) модель дополняется и корректируется. Другой причиной корректировки геологической модели могут служить замечания гидродинамиков, обоснованные результатами адаптации фильтрационной модели в процессе воспроизведения истории разработки.
      1   2   3
    написать администратору сайта