Ключевые слова: полимерное заводнение, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, выбор месторождений, методика ранжирования, экстремальные условия

Первичные методы разработки могут обеспечить добычу лишь 5–15 % извлекаемых запасов нефти на протяжении 1–5 лет, что, несомненно, недостаточно, учитывая среднюю продолжительность жизни месторождений – около 30 лет. Вторичные методы, подразумевающие искусственное поддержание пластового давления, позволяют поднять коэффициент извлечения нефти (КИН) лишь до 30-35 %. Внедрение технологий повышения нефтеотдачи, таких как полимерное заводнение, может значительно увеличить добычу нефти, вплоть до 50–60 % КИН на некоторых объектах. Полимерное заводнение может применяться как вторичный метод добычи, так и в качестве третичного, что дает ему преимущество перед большинством других методов увеличения нефтеотдачи. 

Полимерное заводнение представляет собой закачку вязкой воды. За счет своих вязкостных свойств полимерный раствор способствует более полной выработке запасов нефти, повышая коэффициент охвата вытеснением и снижая негативное влияние неоднородности пласта по проницаемости. Технология полимерного заводнения обладает широкими границами применимости, и, фактически, может быть применена везде, где уже используется или может быть внедрена система поддержания пластового давления (ППД), в том числе в достаточно экстремальных условиях. 

Вопреки распространенному мнению, технология полимерного заводнения эффективна не только для вязких нефтей. При высоком контрасте проницаемости пласта происходит неравномерная выработка запасов, внедрение полимерного заводнения позволяет охватить ранее не дренируемые запасы, расположенные в менее проницаемых зонах. 

Современные разработки в производстве химии для повышения нефтеотдачи позволяют расширить области применения технологии в части максимальных значений мине- рализации и температуры. Недавние исследования приводят успешные результаты тестов полимеров, стабильных при 130 °C в растворе с минерализацией 230 г/л. В этой связи особенно актуальным становится исследование критериев применимости полимерного заводнения, а также создание комплексной методики отбора и ранжирования объектов для успешного внедрения технологии. 

Авторами была разработана универсальная методика оценки перспективности месторождений-кандидатов для внедрения технологии полимерного заводнения, которая позволяет оперативно ранжировать объекты и фокусироваться на наиболее релевантных из них.

При освоении участков, ранее не введенных в эксплуатацию даже на объектах, находящихся на поздней стадии разработки, специалисты сталкиваются с проблемой несоответствия данных геофизических исследований скважин (ГИС) вновь вводимых скважин с данными геологической модели участка и недостаточной достоверностью геологической основы участка. При этом полученные новые данные о геологическом строении участка, в процессе его освоения, зачастую приводят к необходимости в значительной степени менять проектные решения. 

Выполненный анализ более 2 тыс скважин показал, что в процессе реализации нового фонда в 50 % случаях вне- сены изменения в проектные решения. Современные методы, применяемые для минимизации рисков при вводе в эксплуатацию новых участков на разрабатываемом месторождении, направлены на детализацию геологической модели участка. Это позволяет сузить границы неопределенности данных, но обоснование схемы размещения новых скважин на не освоенных участках, с учетом геологической изменчивости, подтвержденной в разбуренных частях эксплуатационного объекта, сегодня не выполняется, по причине длительной проработки большого объема данных. 

Проведенный анализ влияния геологических параметров, на оценку запасов нефти на разрабатываемых месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная – Сибирь», показал, что риск не подтверждения геологического строения осваиваемого участка связан с геологическими параметрами, от которых зависят эффективные нефтенасыщенные толщины и площадь нефтеносности. 

С целью повышения эффективности нового фонда на разрабатываемых месторождениях, разработан и внедрен подход, направленный на оптимизацию проектного фонда скважин. Его отличительной особенностью является применение существующих практик создания вариативных геологических моделей на месторождениях, которые находятся на поздней стадии разработки при оптимизации проектного решения по не освоенному участку с учетом геолого-геофизических рисков, подтвержденных на собственном объекте фактически введенными скважинами.

Ключевые слова: адаптация моделей, иерархическая модель, продвинутое огрубление, численное моделирование, ускорение расчетов, разработка залежей

Целью работы является ускорение и автоматизация процесса настройки полномасштабных фильтрационных моделей нефтяных залежей на историю разработки с применением новых вычислительных возможностей, предоставляемых облачными решениями (cloud computing). Для ускорения и повышения надежности процесса поиска параметров настройки модели использовалась иерархическая модель, содержащая несколько уровней детализации. 

Каждый уровень такой модели построен на базе продвинутого огрубления (advanced coarsening), включающего повышение уровня (upgridding) сетки и масштабирование (upscaling) свойств базовой модели на заданный уровень детализации. Традиционный алгоритм настройки параметров моделей модифицировался с учетом иерархичности модели. Начиная с верхнего (грубого) уровня выполняется настройка наиболее важных интегральных показателей залежи: среднее пластовое давление, параметры законтурной зоны, накопленные объемы закачки и добычи и т.п. На более детальных уровнях настраиваются интегральные и текущие показатели по скважинам. 

Применение метода сглаживания ансамблей ES-MDA позволило создавать большие по размеру ансамбли, каждый элемент (реализация) которого независим друг от друга и может рассчитываться параллельно. Распределение расчетных сценариев ансамбля на облачные сервера позволяет при росте общего объема вычислений сократить время и число итерации по сходимости параметров при адаптации модели. Тестирование рассматриваемого подхода выполнялось в рамках полномасштабной модели трехфазной фильтрации нефти. 

Показана успешная реализация и применение рассматриваемых алгоритмов с целью максимизации ускорения процесса адаптации полномасштабных моделей на основе многообещающей технологии облачных вычислений, позволяющей гибко подстраиваться к пиковым и массивным вычислительным нагрузкам. 

Общее сокращение времени получения приемлемого уровня адаптации достигает один-два порядка. Внедрение в практику таких технологий позволит отработать методики автоматизированной настройки моделей с минимальной «ручной» работой специалистов и решить многие другие производственные задачи оптимизации на полномасштабных интегрированных моделях, тем самым – предоставить лучшие решения для бизнеса.