Причины несовпадения фактических показателей и спрогнозированных на компьютерной модели

Несоответствие фактических и прогнозных показателей работы скважин может быть обусловлено рядом причин. Основные причины следующие:

1) Неопределённость исходной геологической, в том числе анизотропии фильтрационно-ёмкостных свойств;

2) Потеря информации при создании гидродинамической модели пласта;

3) Наличие перетоков флюидов из-за неудовлетворительного технического состояния скважин (заколонных перетоков);

4) Низкая достоверность замеров в скважинах в адаптационном периоде;

5) Неточность экспериментальных данных используемых в процедуре расчётов.

Проблемы соответствия расчётных и фактических показателей разработки залежи решают разными путями в зависимости от геолого-промысловых условий. В моделях порового коллектора чаще всего адаптационными параметрами являются относительные фазовые проницаемости (ОФП), т.е. при адаптации рассчитываются модифицированные фазовые проницаемости. Это обусловлено тем, что экспериментальные кривые ОФП получают на небольших образцах породы – кернах (размером порядка 3x4 см). Прямой перенос экспериментальных данных на масштабный размер расчётной ячейки (25-100 м.), очевидно, связан с ошибкой.

В моделях трещинно-порового коллектора основными адаптационными параметрами являются сжимаемость коллектора, зависимость трещинных ФЕС от внутрипорового пластового давления. Во всех случаях важнейшей задачей является уточнение анизотропии параметров модели. Выбор основных расчётных параметром может являться анизотропия проницаемости. При отсутствии длительной истории разработки адаптация гидродинамической модели может быть проведена путём воспроизведения гидродинамических исследований скважин. Известно ряд методов отечественных и зарубежных авторов по автоматической адаптации гидродинамической модели залежей. Среди них: H.L. Jagns, K.H. Coats, G.E. Stater, E.J. Durrer и др., основанные на сочетании моделей фильтрации, статических моделей и моделей оптимизации.

15. Особенности компьютерной модели процесса разработки месторождения на режимах истощения

К режимам истощения относятся упругий и режим растворённого газа (с неподвижным контуром нефтеносности).

Упругой режим характеризуется изменением упругой энергии пласта, вследствие сжимаемости пород коллекторов и насыщающих их флюидов. Протекающие при этом деформационные процессы определяют динамику показателей разработки. Эффективность разработки нефтяной залежи определяются достигаемой величиной коэффициента извлечения нефти (КИН), т.е. долей начальных геологических запасов, которые могут быть извлечены из недр. Как правило для режимов истощения характерны невысокие значения КИН.

Цель математического эксперимента – оценка количественного влияния деформационных процессов на показатели разработки.

При проведении расчётов использовалась секторная гидродинамическая модель, включающая одну скважину (что возможно в случае режима истощения). Размер модели 25 га/скв. Рассматривался элемент карбонатного пласта с геолого-промысловыми особенностями, близкими к особенностям карбонатного пласта Фм Озерного месторождения. Фильтрационно-ёмкостные параметры усреднены по пустотному пространству (поры, каверны, трещины). Связь с законтурными областями (ВНК, ГНК) отсутствует.

Секторная модель представлена элементом симметрии площадью 500*500 м, с одной вертикальной добывающей скважиной, которую представляют 4 скважины с долей ¼ (4*1/4). Для учёта изменения ФЕС от внутрипорового пластового давления рассмотрена секторная модель с большим количеством ячеек. В соответствии с обозначениями, при компьютерном моделировании характеристика секторной модели следующая: NX=100; NY=100; NZ=2; DX=DY=5 м; DZ=20 м.

При решении данной задачи локальное измельчение сетки не применялось, т.к. забойное давление выше давления насыщения пластовой нефти газом.

В пакете DESKTOP-VIP имеется возможность задать зависимости пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления. Эта возможность реализуется при использовании процедуры COMPACT REVERSE или COMPACT (если деформации носят необратимый характер).

Результаты расчётов, привиденные на рис.314, показывают, что вследствие протекания деформационных процессов удаётся дополнительно получить 12 тыс.м³ нефти; срок разработки на упругом режиме существенно увеличивается. Таким образом, количественно оценено влияние деформационных процессов, что необходимо учитывать в дальнейшем при обосновании рациональной технологии разработки залежи. Естественно, что при снижении пластового давления нельзя допускать необратимых изменений пористости и проницаемости, в т.с. переуплотнения пласта.

17. Решение производственных задач при помощи компьютерного моделирования

Современные средства моделирования, которые могут быть использованы для разработки, анализа и проектирования новых производств, и для анализа работы существующих, весьма многообразны. Они позволяют автоматизировать практически все стадии инженерного труда и свести к минимуму затраты рабочего времени, трудовых ресурсов и денежных средств. При этом поставленная задача решается оптимально, с учетом накопленного опыта и данных. Совершенно очевидно, что конкурентное развитие техники и технологии невозможно без широкомасштабного использования таких средств моделирования как в проектных и исследовательских организациях, так и на производстве. В нефтегазовой отрасли можно выделить несколько общих направлений применения моделирования: ‒ геолого-геофизические процессы поиска и разведки; ‒ добыча и подъем нефти и газа; ‒ транспортировка трубопроводным транспортом; ‒ технологические процессы переработки. Каждое из направлений включает в себя несколько десятков подвидов, зачастую повторяющихся у разных направлений, например, моделирование тепловых, гидродинамических процессов, процессов фазового перехода, расчет технологических схем и т.д.Для решения производственных задач можно эффективно использовать концепцию компьютерного моделирования, где в качестве рабочего ядра программ применяются средства построения и эксплуатации геологической и фильтрационной моделей. Технология моделирования должна обеспечивать глубокое внедрение в инфраструктуру предприятия. Поэтому существенным отличием комплексов по моделированию является широкое использование достаточно простых оценочных моделей, позволяющих проводить расчеты при отсутствии части параметров. При том, что отделы решают разные задачи, исходная информация в виде Базы Данных остаётся единой. Отсюда можно сделать вывод о том, что существует проблема, как увязать в рамках одного программного продукта все звенья технологические процесса эксплуатации месторождения. Техническая политика компании-недропользователя может быть разная. Например - все программные продукты от одного производителя. Это позволяет добиться определённой унификации форматов, состава входных и выходных данных, но значительно удорожает эксплуатацию моделей и неоправданно повышает квалификационные требования к службе сопровождения и порой приводит к расширению штатов. Если все задачи решаются в рамках одного комплекса, то ответственность за конечный результат целиком возлагается на программный продукт, а не конкретных специалистов, принимающих производственные решения.