Практическое использование моделирования

Геолого-фильтрационная модель – это объёмная абстракция месторождения, представленная набором исходных данных в виде кубов числовых значений, позволяющая анализировать и прогнозировать технологические показатели разработки.

Последовательность создания геолого-фильтрационной модели состоит в следующем:

• создание цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

• создание цифровой геологической модели месторождения;

• создание многомерных изотермических и неизотермических трёхфазных и композиционных гидродинамических математических моделей;

• создание цифровых технологий просмотра результатов расчёта созданной модели.

Целью цифровой модели является прогнозирование технологических показателей на основе следующих данных:

• фильтрационно-емкостные параметры (пористость, проницаемость);

• фильтрационные параметры (относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT);

• данные по скважинам (интервалы перфорации, радиус скважины, забойное давление, дебит).

Фильтрационная модель представляет собой систему нелинейных уравнений, для решения которой используются сложные численные методы.

Численная модель должна учитывать следующие факторы:

• неоднородность коллектора;

• многофазность и многокомпонентность фильтрационных потоков;

• капиллярные и гравитационные силы (многомерная фильтрация);

• последовательный порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы нагнетательных и добывающих скважин.

Отдельную нишу использования модели является процесс адаптации. Под адаптацией понимается воспроизведение предшествующего периода разработки, т. е. результаты, полученные на модели, должны согласоваться с фактической динамикой разбуривания, добычи углеводородов, закачки рабочих агентов, пластовых и забойных давлений, обводнённости продукции. Таким образом, возможно уточнение принятой цифровой геологической модели и фильтрационных параметров, которые ранее были неизвестны.

Как правило, адаптацию модели производят по следующим параметрам:

• фильтрационно-ёмкостные свойства;

• относительные фазовые проницаемости;

• энергетическая характеристика объекта;

• уточнение геометрических характеристик месторождения (залежи).

Для того, чтобы более качественно садаптировать геолого-фильтрационную модель, необходимы следующие исходные данные:

• результаты интерпретации данных геохимических исследований, геофизических данных;

• данные 3D- или детализационной 2D-сейсморазведки;

• измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти;

• результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические исследования;

• данные инклинометрии скважин;

• контроль за разработкой (дебитометрия, термометрия, влагометрия);

• результаты гидродинамических исследований скважин;

• данные о конструкциях скважин;

• сведения о компонентном составе флюидов; • лабораторные исследования PVT свойств.

При создании постоянно действующих геолого-технологических моделей следует руководствоваться:

• Законами Российской Федерации;

• Указами Президента России;

• Постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам развития отраслей народного хозяйства, лицензирования, продажи нефти и др.;

• Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;

• Руководством составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96);

• Приказами Минтопэнерго РФ и решениями Коллегии;

• Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов;

• Положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ;

• действующими ГОСТами, ОСТами, инструкциями, руководствами, методиками, положениями, нормами и нормативами технологического проектирования и др. в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, разработки месторождений, охраны недр и окружающей среды;

• Методическими указаниями по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений Часть 1. Геологические модели. Часть 2. Гидродинамические модели.

К настоящему времени разработано большое количество программ для фильтрационного моделирования. Наибольшее распространение получили программы трёхфазной фильтрации, известные как программы нелетучей нефти (black oil model). В этих программах рассматриваются три фильтрующиеся фазы: вода, нефть, газ − без учёта их реального компонентного состава.

К любой геолого-фильтрационной модели предъявляются общие требования:

1. Адекватность процессу фильтрации в пласте. Учёт всех необходимых факторов. Универсальность модели.

2. Большая размерность пространственной сетки, аппроксимирующей реальное месторождение.

3. Простота и удобство пользования моделью. Сервисная визуализация входных и выходных данных.

4. Приемлемое время при расчёте вариантов на компьютере.

5. Использование модели, как для прогнозных расчётов, так и для коррекции геологической модели пласта при воспроизведении истории разработки и адаптации модели.

6. Расчёт экономических показателей разработки на основе данных, полученных с помощью фильтрационной модели.

7. Расчёты по прогнозу технологических показателей разработки должны проводиться с использованием фильтрационных программ, надёжность которых подтверждена предварительным тестированием с помощью первого и седьмого тестов SPE − Society of Petroleum Engineers [1]. От качества моделирующей программы сильно зависит достоверность адаптации модели по истории разработки, точность расчётов уровней добычи нефти, обводнённости продукции скважин, коэффициентов извлечения нефти и других технологических показателей.

Появление в последнее время современных программ гидродинамического моделирования, высокопроизводительных компьютеров с тактовой частотой свыше трёх гигагерц и параллельных кластерных вычислительных систем позволяет создавать и эффективно рассчитывать фильтрационные модели, насчитывающие несколько миллионов ячеек, тем самым, сводя к минимуму процедуру осреднения при преобразовании параметров геологической модели в параметры фильтрационной сеточной модели.

Объём части пласта, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследованиям, находится в диапазоне от 0,00004 до 0,00016%, а по геофизическим данным от 0,022 до 0,088% от объёма пласта. Все данные имеют различные погрешности в диапазоне от 5 до 20%, поэтому интегральную погрешность данных, получаемых из геолого-математической модели, можно оценить в 20% (приемлемая погрешность определения балансовых запасов углеводородов).

Точность данных второго типа определяется, прежде всего, результатами гидродинамических испытаний скважин, охваченный объём пласта колеблется от 33 до 100%. Поэтому данные этого типа являются более достоверными, и приемлемая погрешность оценивается в интервале 10-20% (гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор).

Наиболее точно определяются данные третьего типа в лабораторных условиях.

Это данные определения вязкости пластовых флюидов (погрешности до 2-3%), фазового равновесия (до 10%), относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давлений (10%) и т. д. В то же время, некоторые из этих данных охватывают очень небольшую часть продуктивного пласта, поэтому интегральная погрешность оценивается в 10-20%.

В итоге общая интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели составляет не менее 15-20%.

Этим обстоятельством определяется необходимость проведения исследовательских работ по уточнению коллекторских и других параметров модели объекта разработки с использованием фактических данных по отборам и закачке флюидов в скважинах.

При создании фильтрационной модели должны быть выполнены следующие действия:

• Загрузить сетку модели и схему выделения слоёв.

• Определить свойства пласта.

• Определить свойства пластовых флюидов.

• Задать начальные условия, например, контакты флюидов и начальные давления.

• Расположить скважины и смоделировать перфорации.

• Задать дебиты по истории разработки и ограничения добычи для прогноза.

• Провести расчёты.

• Проанализировать результаты.

На сегодняшний день наиболее популярными гидродинамическими симуляторами являются Tempest More, Eclipse, CMG, tNavigator.

Каждый гидродинамический симулятор имеет несколько определённых модулей:

• модуль трёхфазного моделирования;

• модуль композиционного моделирования;

• модуль PVT;

• модуль неизотермической фильтрации;

• модуль автоматической адаптации;

• модуль визуализации результатов расчёта.

В вышеописанных программных комплексах на расчёт подается текстовый файл с исходными данными. Структура текстового файла модели каждого гидродинамического симулятора имеет схожую структуру.

 

Заключение

Таким образом, полный цикл моделирования месторождения состоит из следующих этапов (рис. 4):

1) Оценить региональную геологию района;

2) Определить закономерности осадконакопления;

3) Построить геологическую модель:

- двухмерная геологическая модель используется для подсчёта запасов месторождения;

- трёхмерная — для подсчёта запасов и построения гидродинамической модели.

- геологическая модель часто подвергается существенным изменениям в процессе подгонки истории разработки пласта.

4) Построить гидродинамическую модель;

 

Рисунок 4. Цикл моделирования месторождения

5) Произвести расчёт гидродинамической модели и уточнить её параметры в процессе адаптации на историю разработки;

6) Спрогнозировать процесс разработки и выбрать геолого-технологические мероприятия (ГТМ).

По мере поступления новых геологических и технических данных уточняются геологическая и гидродинамическая модели. На основе данных постоянно обновляемой базы геолого-промысловой информации строится (и уточняется) постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Моделирование разработки нефтяных месторождений дает возможность конкретизировать геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства нефтяного пласта при воспроизведении истории разработки [2, с. 7]. Гидродинамическое моделирование является одним из основных методов управления разработкой месторождения. Одна из важнейших задач гидродинамического моделирования это прогнозирование научно-технических показателей разработки в средне- и долгосрочной перспективах, а также оптимизация систем разработки при различных методах воздействия на продуктивный пласт.

Условия эксплуатации нефтяного месторождения постоянно меняются, поэтому её гидродинамическая модель также должна постоянно обновляться. Наиболее затратным по времени при перестроении гидродинамической модели является обновление исходных данных для моделирования. При построении модели пласта или месторождения в целом применяется весьма большой объем информации о пласте. Основные свойства пластовых флюидов (вязкости, плотности, объемные коэффициенты) изменяются в зависимости от давления и температур. Характеристики работы скважин регулярно фиксируются и вносятся в базу данных.

Основные исходные данные для моделирования: определение геометрических размеров пласта; данные о пористости; информация о насыщенности и капиллярном давлении; данные об абсолютной проницаемости; данные об относительных фазовых проницаемостях.

Главная цель исследования пласта – предвидение его состояния и формирование методов роста конечной добычи нефти. В традиционной теории разработки изучают объекты, для которых нет возможности полностью учитывать изменения характеристик пласта и флюидов во времени и в пространстве. При моделировании с помощью вычислительных машин и высококачественных лабораторных исследований можно более подробно изучить пласт путём разделения его на блоки и использования к каждому из них основных уравнений фильтрации. Программы, с помощью которых осуществляют необходимые расчёты, называются машинными моделями. Благодаря успехам, достигнутым с начала 50-ых годов в области вычислительной техники и математического обеспечения, в настоящее время стало доступным создание программ для моделирования некоторых весьма сложных процессов. Технология моделирования пластов постоянно совершенствуется, предлагаются новые модели для более сложных процессов разработки.

Моделирование нефтяных пластов – инструмент, дающий возможность специалисту основательнее исследовать механизм добычи нефти. При правильном его применении можно получить значимые результаты, но в то же время моделирование не может заменить инженерную деятельность. Машинные модели легко генерируют числа. Тем не менее, объяснить эти числа могут только личности, хорошо знающие математическую, численную и машинную модели.

Разработка нефтяных месторождений предполагает собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и навыков, накопленных в различных областях науки и инженерной практики. Одним из главных инструментов для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений углеводородов считается моделирование процессов извлечения нефти и газа. Увеличение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений связано как с совершенствованием техники, так и технологий разработки.

С помощью современного математического моделирования в виде постоянно-действующих геолого-технологических моделей появляется возможность в динамике отслеживать технологические показатели разработки месторождения углеводородов. Для каждого вида месторождения и предполагаемого метода воздействия на пласт предусмотрена та или иная математическая модель, позволяющая спрогнозировать несколько вариантов разработки и выбрать наиболее эффективный вариант, опираясь также и на экономические показатели.

Библиографический список

 

1. Дуркин, С. М. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений (теория и практика) [Текст]: учеб. пособие / С. М. Дуркин – Ухта: УГТУ, 2014. – 104 с.

2. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986. - 332 с.

3. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений // Монография 2010. - 325 с.

4. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 215 с.

5. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. – Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2007. – 661 с.

6. Математическое моделирование пластовых систем. Методические указания Тюменское отделение «СургутНИПИнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» 2011. – 211 с.