Ключевые слова: гидродинамическое моделирование, адаптация, история разработки.
Основная цель современной разработки месторождений углеводородов направлена на максимальное извлечение запасов при максимальной экономической эффективности. Именно поэтому, разработка месторождений в настоящее время все больше ссылается на информационные технологии, используя различные программные комплексы, предназначенные для геологического и гидродинамического моделирования нефти и газа.
Адаптация истории разработки и ее прогнозирование позволяют оптимально управлять разработкой месторождения. При воспроизведении истории разработки обычно известны фактические показатели давлений, добычи и закачки каждого компонента по скважинам. Эта фильтрационная модель представляет собой комплекс данных, являющихся разнородными как по типу, так и по происхождению (от геологических свойств до свойств пластовой системы). Это налагает на исходные данные требование взаимной согласованности. Данный процесс согласования имеет общепринятые названия «адаптация модели к истории разработки» или «настройка модели на историю разработки». Задача настройки на историю представляет собой работу с разнородными данными, имеющими высокую степень неопределенности, с целью настройки на данные по добыче, которые также содержат неопределенность и не являются абсолютно точными. В итоге оказывается, что процесс настройки на историю не имеет четкого алгоритма решения. В большей степени, методы настройки на историю в рамках того или иного проекта зависят от опыта исполнителей работы и стандартов той или иной добывающей компании. [2, с. 42] Тем не менее, можно с некоторой степенью достоверности охарактеризовать общепринятый подход к адаптации моделей:
- Определение целей воспроизведения истории. При воспроизведении истории проверяется и распознается построенная модель пласта; уточняются особенности строения, объем законтурной области; выявляются недостоверные исходные данные и параметры, к которым чувствительна модель; определяются отклонения.
- Выбор метода воспроизведения истории (ручного или автоматизированного) определяется целями работы, а также доступными временными и материальными ресурсами.
- Выбор целевой функции при воспроизведении истории означает выбор фактических показателей разработки и критерия успешности процедуры, который осуществляется с учетом доступности и качества исходных данных о добыче и закачке и целей исследования. При высокой достоверности исходной информации необходимо стремиться к совпадению расчетных и фактических показателей по отдельным скважинам и по объекту в целом. При несовпадении необходимо выявить причины расхождений, возможна постановка дополнительных задач по проведению геофизических и гидродинамических исследований с целью уточнения исходной информации
- Определение параметров пласта, которые могут быть изменены при воспроизведении истории. Как правило, эти параметры характеризуются наибольшей степенью неопределенности и при этом существенно влияют на поведение пласта. К ним относятся объем и степень активности законтурной области, поровый объем и сжимаемость пластовой системы, распределение абсолютной и фазовых проницаемостей.
- Проведение многовариантных расчетов с целью уточнения модели. Сначала на модели воспроизводится изменение уровней и распределение пластового давления во времени. Эти расчеты рекомендуется проводить, задавая пограничные условия на скважинах в виде суммарного отбора или закачки всех фаз, потому что в этом случае в модели повторяется фактический суммарный объем флюидов в пласте. На следующей стадии подгоняется распределение насыщенности — сначала воспроизводятся интегральные показатели: суммарный отбор нефти, воды и газа по участкам или пласту в целом. На этой стадии можно использовать те же пограничные условия на скважинах и в результате получить единые для каждого участка или пласта фазовые проницаемости. На следующей стадии воспроизводятся показатели по отдельным скважинам. Здесь обычно уточняют фазовые проницаемости вокруг скважин. При воспроизведении насыщенности может измениться поле давления, поэтому процедуру настройки модели обычно проводят путем нескольких повторений. И наконец после того, как поля давления и насыщенностей восстановлены, подбирают коэффициенты продуктивности и приемистости таким образом, чтобы воспроизвести забойные давления по скважинам.
- Проверка критерия воспроизведения истории, определенного при выборе целевой функции. Если критерий выполнен, то задача определения модели решена. В противном случае, осуществляется повтор выявления параметров пласта, с целью выбора новых данных для корректировки. [3, с. 37]
В Заключении хочу напомнить о несколько золотых правил для инженеров-гидродинамиков, занимающихся моделированием резервуаров, составленных Х. Азизом (K. Aziz, 1989).
Правило № 5: Доверяйте здравому смыслу. Помните, что моделирование не является точной наукой. Все модели основаны на предположениях и дают только приближенные решения реальных задач. Следовательно, только хорошее понимание задачи и модели — необходимое условие успеха.
Правило № 6. Не ожидайте от модели больше, чем она может дать. Часто самое большое, что можно получить в результате исследования, — это лишь некоторые указания для относительного сопоставления доступных вариантов. В других случаях можно ожидать гораздо большего, но, не учитывая какой-либо физический механизм при построении модели, нельзя изучить его влияние на процессы в пласте с использованием данной модели. [4, с. 93]
Литература:
- Стрекалов А. В., Баталов Д. А., Хусаинов А. Т. Проблемы формирования геологических моделей // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2014. № 1.
- Боженюк Н. Н., Стрекалов А. В. Некоторые приемы адаптации гидродинамической модели к истории разработки // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2016. № 2.
- Закиров Э. С., Закиров С. Н., Индрупский И. М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. Нефтяное хозяйство, № 1, 2006, с. 34–41
- Гладков Е. А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа: учебное пособие / Е. А. Гладков; Томский политехнический университет. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. — 99 с.
