Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей

Этап создания цифровых фильтрационных моделей начинается после построения адресной геолого -математической модели и проведения необходимого анализа геолого – промысловой информации и данных геофизического контроля об объектах разработки.

Исходные данные разделяются на следующие основные группы:

– данные о структуре моделируемого объекта (геометрические), включающие в себя данные о контактах флюидов (ГВК, ГНК, ВНК) ;

– сведения о количестве геологических слоев и распределении фильтрационно - емкостных параметров в них (коэффициентов пористости, проницаемости);

– информация о слоепересечениях, интервалах перфорации, включая инклинометрические данные;

– данные о первоначальном насыщении коллекторов фазами, начальном пластовом давлении и давлении насыщения продуктивных пластов;

– результаты анализа компонентного и фракционного состава пластовых флюидов и пластовых пород, PVT- свойства флюидов;

– исследования и определения абсолютных про-ницаемостей и относительных фазовых проницаемо-стей, кривых капиллярного давления, межфазного натяжения и данные о напряженном состоянии пласта и упругоемкости пород пласта;

– промысловые данные о состоянии фонда скважин, дебитах и приемистости, обводненности добываемой продукции, газовом факторе;

– данные контроля за разработкой (замеры текущего пластового давления, результаты исследования скважин на стационарном и нестационарном режимах, определения скин - фактора, данные ГИС- контроля, дебитометрии и расходометрии);

– гидрогеологические и геокриологические данные о залежи.

Решение о выборе математической модели, наиболее адекватно описывающей процесс разработки залежи, принимается после анализа приведенных выше исходных данных с учетом режимов разработки нефтяной (газонефтяной) залежи.

Упомянутые выше первые три группы данных для гидродинамической модели передаются из ранее построенной геолого - математической модели, а именно:

• а ) структурно - геометрические параметры пласта в сеточном виде:

• –    данные о системе и ориентации координатных осей пространства;

• –    число ячеек (узлов) по осям координат X, Y и Z;

• –    для равномерной прямоугольной сетки – размеры блоков ячеек X, Y, и Z;

• –    для неравномерной прямоугольной сетки – размеры блоков (ячеек) по координатам X, Y и Z;

• –    в случае неравномерной сетки с геометрией Comer Point (угловой точки) - файл, в котором приведены соответствующие данные;

• –    распределение «коллектор - неколлектор» в сеточном виде (дополнительно могут быть переданы поля толщин глинистых перемычек);

• –    геометрические координаты нарушения (разломы и т.д.) пласта;

• б ) сеточные фильтрационно - емкостные параметры пласта:

• –    поле коэффициента эффективной насыщенной толщины пласта и/или эффективные насыщенные толщины;

• –    поле коэффициента открытой пористости;

• –    поля (тензоры) абсолютной проницаемости в направлении X, Y и Z;

• в ) в сеточном виде - данные об инклинометрии, слоепересечениях, интервалах перфорации и координатах устьев скважин;

• г ) сеточные данные о характере насыщения объекта:

• –    расположение контуров нефте- и газоносности;

• –    поле (сетка) эффективных нефтенасыщенных толщин;

• –    поле (сетка) эффективных водонасыщенных толщин;

• –    поле (сетка) эффективных газонасыщенных толщин;

• –    поля (сетки) нефте-, водо- и газонасыщенностей.

К промысловым и аналитическим (лабораторным) данным для фильтрационного моделирования относятся:

• а)    промысловые данные:

• –    идентификатор (номер) скважины;

• –    сеточные координаты скважин (передаются из геолого - математической модели);

• –    данные о накопленном и годовом отборах (нагнетании) по скважинам и по фазам (нефть, вода, газ), дебитах (приемистости) скважин по фазам;

• ф актический и приведенный радиусы скважин, скин - фактор;

• –    устьевые, забойные и пластовые давления с указанием интервалов и дат замеров;

• –    дебиты и коэффициенты продуктивности;

• –    начальные пластовые давления и температура;

• –    технологические режимы работы скважин;

• –    число рабочих дней скважин по месяцам (кварталам, годам);

• –    мероприятия, проведенные на скважине (капитальные ремонты, ОПЗ, РИР) ;

• –    результаты и обработка данных гидродинамических исследований скважин (на стационарных режимах, КВД, КВУ) ;

• –    данные о дебитометрии, расходометрии, термометрии;

• –    данные ГИС-контроля за разработкой;

• –    сведения о техническом состоянии скважин и режимах их работы (способы подъема жидкости, характеристики применяемых насосов, высота их подвески, состояние цементного камня, данные по перфорации и т.д.);

• –    данные о кустовых пунктах сбора продукции;

• б)    аналитические данные:

• –    для пластовой нефти - компонентный и фракционный состав пластовой и сепарированной нефти с указанием физико - химических характеристик фракций, компонентный состав газа сепарации, начальное газосодержание, давление насыщения при пластовой температуре, динамика объемного коэффициента, га-зосодержания, коэффициента сжимаемости и др. по результатам дифференциального разгазирования;

• –    для свободного газа (газовая «шапка») - компонентный состав + до бутанов включительно с указанием молярной доли группы C 5 высшие, физико - химическая характеристика дебутанизированного + конденсата (группы C 5 высш.), потенциальное содержание группы C₅ высшие в пластовом газе;

• –    физико - химические свойства пластовой воды (вязкость, коэффициент сжимаемости, плотность, минерализация и др.);

• –    определения коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости по образцам горной породы (кернам);

• –    определенные лабораторными испытаниями относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления.

Входными данными для фильтрационного моделирования являются также результаты анализа разработки, включающие:

• –    анализ состояния фонда скважин;

• –    распределение добывающих скважин по дебитам нефти, обводненности и загазованности добываемой продукции;

• –    анализ причин отклонения текущих показателей разработки от проектных;

• –    построение характеристик вытеснения.

При моделировании наклонных и горизонтальных скважин дополнительно задаются:

• –    траектория наклонной и горизонтальной скважины и длина наклонного и горизонтального ствола, слоепересечения коллекторов пласта;

• –    интервалы притоков пластовых флюидов.

Данные, приведенные выше, достаточны для построения фильтрационных моделей нелетучей нефти типа Маскета - Мереса (или black oil model), применительно к трехфазной фильтрации (нефть, газ, вода). При этом возможно растворение газовой фазы в нефтяной и водной фазах, а нефтяной - в газовой фазе.

При построении более сложных моделей фильтрации для методов увеличения нефтеотдачи (МУН), описания трещиновато - пористого коллектора и учета многокомпонентности системы пластовых флюидов необходимо применение соответствующей теории и дополнительных исходных данных.