Гидродинамическое моделирование

Основная проблема разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, состоит в отсутствии адекватного соответствия параметров систем разработки геологическим особенностям продуктивных пластов. Отсутствие адекватности связано с естественным форсированием темпа разбуривания сетки скважин по отношению к формированию системы исследований и обработки полученной информации. Получение и обработка исходной геолого-промысловой информации является процессом более длительным, чем формирование систем разработки месторождений [1]. Поэтому правильное представление о сложности строения пластовой системы обычно складывается к моменту заключительной стадии разработки продуктивных объектов, когда обводненность продукции скважин достигает высоких значений.

Наиболее совершенным инструментом познания нефтяного пласта и принятия решений по его оптимальной разработке является полномасштабное численное трехмерное моделирование. Однако для его корректного использования необходимо предварительно проводить геолого-промысловый анализ исходной информации, на основании которого происходит синтез, модификация данных, результатом чего является получение новых знаний о пласте [2]. Для обработки исходной информации в дальнейших исследованиях планируется использовать упрощенные и статические методы моделирования процессов, которые позволят не только извлечь новые сведения о месторождении, но и составить более простую альтернативу численному моделированию при оценке и прогнозировании эффективности геолого-технических мероприятий. Численная модель, чаще называемая геолого- гидродинамическая модель, представляет собой совокупность статической (геологической) и динамической (фильтрационной) составляющей. Гидродинамическое моделирование позволяет описать движение флюидов в пористых средах в процессе разработки месторождений. При разработке нефтяных месторождений, в частности месторождений Западной Сибири, чаще всего применяют модель многофазной фильтрации, когда углеводородная система может быть аппроксимирована двумя компонентами: нелетучими (нефтью) и летучими (газом), растворимым в нефтяной фазе. Такая модель называется бета - модель, или модель нелетучей нефти. В более редких случаях используют многокомпонентную (композиционную) модель.

Гидродинамические задачи, возникающие при разработке месторождений углеводородов, слишком сложны для того, чтобы допускать аналитические решения, поэтому важным аспектом моделирования является применение численных или конечно - разностных методов, позволяющих получать приближенные решения соответствующих задач.

На сегодняшний день в численном моделировании применяются две основных схемы решения задач многофазной фильтрации: SS – метод совместного решения и IMPESS – метод решения неявный по давлению и явный по насыщенности. По существу SS – метод является полностью неявным и, поэтому, считается более устойчивым, однако IMPESS – метод требует значительно меньше вычислений. Причина для этого очевидна: число линейных уравнений, решаемых при нелинейной итерации в IMPESS – методе, в 3 раза меньше, чем в SS – методе. Поэтому, для построения моделей нефтяных месторождений "умеренной сложности" целесообразно использовать IMPESS – метод [4].

Важным этапом адаптации фильтрационной модели является воспроизведение полей текущего пластового давления, распределение которого напрямую зависит от фильтрационных свойств пласта и влияет на перераспределение фильтрационных потоков. В частности, важным геологическим параметром, влияющим на распределение давления является проницаемость, определение которой по данным ГИС производится с достаточно большей погрешностью.

После настройки энергетической составляющей модели и восстановления поля абсолютной проницаемости проводится адаптация модели к фактическим показателям разработки. Данная задача обычно решается путем модификации функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Необходимость в модификации фазовых проницаемостей, определенных на керновых образцах, возникает по причине того, что экспериментальные ОФП описывают неоднородность фильтрационных свойств пласта на микроуровне, не учитывая «масштабного» эффекта [3]. Требования регламента к погрешности настройки интегральной динамики добычи нефти (±5%) трудно применимы погрешности настройки добычи отдельных скважин, поскольку замеры по ним проводятся с гораздо большей ошибкой, особенно при низких дебитах. Поэтому возникает необходимость в дифференцированной оценке качества настройки показателей работы промысловых скважин. Добиться удовлетворительной настройки по таким скважинам, при достаточно низком качестве и количестве информации о свойствах пластовой системы практически невозможно.

Предложенные методы адаптации гидродинамической модели позволят существенно ускорить процесс настройки технологических показателей и получить надежный инструмент для анализа процесса разработки и прогнозирования эффективности оптимизационных мероприятий.