Цифровая фильтрационная модель месторождения

Автор: Потапов Н.Н.

Журнал: Академический журнал Западной Сибири @ajws

Рубрика: Природопользование

Статья в выпуске: 2 (57) т.11, 2015 года.

Бесплатный доступ

Короткий адрес: https://sciup.org/140219845

IDR: 140219845

Текст статьи Цифровая фильтрационная модель месторождения

Цифровая фильтрационная модель (ЦФМ) Южно-Соимлорского месторождения построена Тюменским отделением "СургутНИПИнефть" с применением программы «ПК ТЕХСХЕМА» /9/ (сертификат соответствия №РОСС RU.СП.19.400005 от 16.06.2009 г.) [1].

Расчёт фильтрационных моделей БС92 и БС93 выполнен без деления моделей на участки, размеры моделей приведены в табл. 1 [2].

Таблица 1

Размеры фильтрационных моделей Южно-Соимлорского месторождения

Пласт	Размер ячеек	Кол-во ячеек по оси Х	Кол-во ячеек по оси Y	Кол-во ячеек по оси Z	Общее кол-во ячеек в модели
БС 9 ²	100х100x0.34	101	161	69	1122009
БС 9 ³	100х100x0.35	49	55	69	185955

Куб значений растворимости газа в нефти (R) рассчитан по зависимости:

R=Гф*р, где Гф – газовый фактор, м3/т, р – плотность нефти т/м3.

Применимость данного способа описания растворимости газа в нефти обусловлена тем, что при проектировании разработки не планируется допускать разга-зирования нефти в пласте.

Таблица 2

Параметры уравнений состояния пластовых флюидов

Параметры	Пласт
	БС 9 ² БС 9 ³

Плотность при стандартных условиях, кг/м3

Свободного газа	не моделируется
Выпавшего конденсата	не моделируется
Нефтяного газа	1,035	1,035
Дегазированной нефти	846	846
Пластовой воды	1016	1016
Поверхностной воды	1016	1016

Параметры в пластовых условиях (при начальном пластовом давлении)

Плотность газа, кг/м³	не модел	ируется
Сжимаемость газа 1/ГПа	не модел	ируется
Плотность нефти, кг/м³	772	772
Сжимаемость нефти 1/ГПа	1,29	1,29
Плотность воды, кг/м³	995	995
Сжимаемость воды 1/ГПа	0,6	0,46
Вязкость газа, мПа*с	не модел	ируется
Вязкость нефти, мПа*с	1,35	1,35
Вязкость воды, мПа*с	0,37	0,37

Естественные науки

Куб значений остаточной водонасыщенности (ОВ) рассчитан по зависимости: ОВ = (1–НН)* А, где НН – начальная нефтенасыщенность, A – адаптационный коэффициент. Куб признака активности ячеек состоит из значений 1 – для коллектора и 0 – для не коллектора [3].

Параметры определены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб флюидов.

При разработке месторождения в пластах не планируется создавать условия, при которых из нефти будет выделяться газ [4]. Параметры уравнений состояния пластовых флюидов приведены в табл. 2

Преобразование геологической модели в фильтрационную выполнялось без ремасштабирования. Кубы значений пористости, проницаемости и нефтена-сыщенности импортированы в ЦФМ из ГМ без изменения. Запасы нефти ЦФМ и ГМ совпадают.

Список литературы Цифровая фильтрационная модель месторождения

Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Модель нестационарного течения и результаты стендовых испытаний//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№ 1. -C. 114-136. URL:http://www.ogbus.ru/authors/Strekalov/StrekalovAV_5.pdf
Стрекалов А.В., Стрекалов В.Е., Хусаинов А.Т. Метод обращения геометрических фигур//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№ 2. -C. 438-450. URL:http://www.ogbus.ru/authors/StrekalovVE/StrekalovVE_2.pdf
Стрекалов А.В., Стрекалов В.Е., Хусаинов А.Т. Метод управления технической гидросистемой посредством анализа регулировочных кривых//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№ 2. -C. 14-32. URL:http://www.ogbus.ru/authors/StrekalovVE/StrekalovVE_1.pdf
Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Модели элементов гидросистемы продуктивных пластов//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№ 5. -C. 119-133. http://ogbus.ru/article/modeli-elementov-gidrosistemy-produktivnyx-plastov/

Статья