Создание и адаптация цифровой гидродинамической модели терригенных коллекторов визейского яруса

Цифровая фильтрационная модель позволяет методом вычислительного эксперимента дать анализ сложившейся ситуации на месторождении, а также просчитать последствия принятия того или иного технологического решения производственной задачи.

Описываемая цифровая фильтрационная модель создана для пластов C1bb и C1rd Ново-Александровского месторождения.

Создание гидродинамической модели Ново-Александровского месторождения ставило своей целью решение задач поиска оптимального сценария разработки месторождения.

Решение поставленных задач на данном этапе разработки месторождения возможно только при использовании адекватной цифровой фильтрационной модели месторождения.

В качестве моделирующей программы использован программный комплекс tNavigator компании RFD.

Ново-Александровское месторождение относится к нефтяным с невысоким газовым фактором, поэтому при моделировании процессов фильтрации жидкостей и газов в пластах была выбрана модель двухфазной фильтрации black oil (вода, нефть).

Выбор типа модели

Для адекватного отображения фильтрационных процессов, протекающих в ходе разработки Ново-Александровского месторождения, выбрана модель «черная нефть». Использована модель трехфазной фильтрации флюидов в системе нефть-вода, с растворенным в нефти газом. Для создания и анализа цифровых фильтрационных моделей, моделирования процессов фильтрации и построения прогнозов по геолого-техническим мероприятиям был использован программный комплекс гидродинамического моделирования tNavigator компании RFD.

Выбор размерности сетки

При проведении расчетов на фильтрационной модели Ново-Александровского месторождения использовалась полностью неявная схема, как обеспечивающая высокую точность и сходимость решения при удовлетворительной скорости счета.

В связи с тем, что размерность геологических моделей небольшая, а также для сохранения неоднородности, было принято решение использовать геологические сетки напрямую в гидродинамической модели.

Рис. 1. Поле пористости в разрезе пластов C1bb+C1rd

Рис. 2. Поле проницаемости в разрезе пластов C1bb+C1rd

Важнейшими характеристиками многофазной фильтрации являются относительные фазовые проницаемости для насыщающих флюидов.

Были проведены специальные исследования кернового материала из скважин

Ново-Александровского месторождения. При построении фильтрационной модели исходные зависимости были приведены к нормализованному виду (рис. 3).

Рис. 3. Нормализованные относительные фазовые проницаемости объекты С1bb+C1rd

В модели введены PVT свойства пластовых флюидов. Из-за отсутствия необходимого комплекса исследований некоторые данные брались по аналогии с одно- возрастными отложениями месторождений данного региона.

Сжимаемость пластовой воды была рассчитана по корреляции Meehan и приведена к пластовым условиям.

с» S_c(a + bT_t + cP_F) 10 ⁶ , где

где a = 3,8546 0,000134P;

b --0.01052 + 4,77*1О"⁷ P;

c =3,9267*10 7-8.8*10 10 P;

Sc= 1 + NaCl°7(-0,052 + 0,00027*Pf- L14*10"6*Pf2 + 1,121*10"9*Pf3),

TF – температура (0F)

P – пластовое давление (psi).

Сжимаемость породы была рассчитана по корреляции Newman от средней пористости породы:

Cf= exp(5,l18 - 36,26

2) 10"⁶, где φ – средняя пористость.

Адаптация модели по данным истории разработки

При настройке фильтрационной модели визейского объекта на историю разработки использовался контроль добывающих скважин по добыче жидкости. Визейский объект представлен бобриковским и рада-евским горизонтами, гидродинамически изолированными друг от друга. Анализ расчётов показал хорошую сходимость расчётных фактических данных. В целом удалось добиться приемлемой сходимости расчетных и фактических показателей, что позволяет использовать данную модель для прогнозных расчетов.

На рисунках 5, 6 представлены сопоставление накопленных показателей добычи нефти и жидкости по скважине на последнюю историческую расчетную дату.

r^r^r^r^r^r^mmmmmmmmmmmm^^^^^^^^^^^^iziLfiLfiLfiLriLriLriLOLriLriLriLniDiDiDiDiDiDiDiDiDiDiDiDiD

Q™aj^oaji(UruEruQQ™(ii^oajT(UruEruQQ™aj^oajTajruEruQQ™aj^oajiiruruEruQQ™aj^oaj

Рис. 5. Сравнение дебитов по нефти - расчетного и фактического, скважина №1. Визей-

ский объект

• • Дебит нефти (факт)

о Дебит нефти (гдм)

Рис. 6. Сравнение дебитов по нефти - расчетного и фактического, скважина №2-бис. Ви-зейский объект

Сравнение технологических параметров, таких как дебит нефти и обводненность продукции за весь период разработ- ки пластов месторождения, рассчитанных по фильтрационным моделям, с фактическими показателями позволяет сделать вывод о качественной адаптации моделей и соответствии их реальным данным. Созданные гидродинамические модели учи- тывают основные геолого-физические и технологические факторы и с необходимой точностью описывают реальные гид- родинамические процессы, происходящие в пластах Ново-Александровского месторождения. Модели могут быть использованы как для анализа текущего состояния и выработки запасов, так и для расчета прогнозных показателей.