Задачи трехмерного моделирования
 Скачать 1.29 Mb.
|
ОглавлениеВведение 1 1.Задачи трехмерного моделирования 2 2.Преимущества и недостатки трехмерного моделирования 3 3.Программный продукт ROXAR 4 4.Модульная система IRAP RMS 5 5.Характеристика фильтрационных модель, используемых в программном моделировании 9 5.1 Модель трехфазной изотермической фильтрации 9 5.2 Модель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации 11 5.3 Модели неизотермической фильтрации 12 5.4 Модели с полимерным заводнением 13 5.5 Модели с двойной пористостью 14 5.6 Фильтрационные модели с химическими реакциями 15 5.7 Усложненные фильтрационные модели, учитывающие динамику напряжений и деформаций 15 Заключение 21 Список использованных источников 22 ВведениеПроектирование разработки месторождений углеводородного сырья в России осуществляется на основе трехмерных цифровых моделей месторождений с применением преимущественно зарубежного ПО таких компаний, как: Shlumberger, Smedvig Technologies, Roxar Software Solutions, Western Atlas, Landmark Graphics (GeoGraphix т.д.), Paradigm Geophysical, CogniSeis, CGG Petrosystems, PGS Tigress, Seismic Microtechnology, GeoMatic, Quick look, Tigress, DV-Geo и некоторых других. При этом, несомненными лидерами с наибольшим опытом разработки и внедрения программного обеспечения для моделирования месторождений нефти и газа являются: Shlumberger, Landmark Graphics, Roxar Software Solutions. Эта тройка производителей завоевала основную долю рынка. Сегодня Roxar представляет на рынке интегрированное решение, включающее интерпретацию данных сейсморазведки, атрибутный анализ, интерпретацию данных ГИС, 3D геологическое и гидродинамическое моделирование, геомеханическое моделирование, интегрированное моделирование «пласт-скважина-поверхность», многовариантную адаптацию гидродинамических моделей по истории разработки, оценку чувствительности и анализ неопределенностей, направленное на поддержку принятия решений по эффективному управлению разработкой месторождений. Целью данной работы является исследование программного продукта Roxar Software Solutions. Его характеристика.
Трехмерное моделирование с применением современных информационных систем и технологий является неотъемлемой частью процесса поиска, разведки и эксплуатации месторождений углеводородного сырья. Необходимость их использования для основания решений регламентируется нормативными и законодательными документами, как в России, так и в большинстве стран мира. Применение современных информационных технологий в таких наукоемких и капиталоемких отраслях производства, как нефтегазодобыча, является эффективным способом ресурсосбережения. Трехмерные цифровые модели месторождений нефти и газа являются основой для создания проектных и технологических документов, сопровождающих весь жизненный цикл месторождения, а также для оперативного управления разработкой и принятия инженерно-технологических решений. С помощью моделирования обеспечивается последовательное построение: -геологической модели, которая является статическим, как правило, ячеистым представлением свойств (фильтрационно-емкостных, характера насыщения и т.д.) объекта моделирования-продуктивного нефтегазонасыщенного пласта; -гидродинамической модели, в основе которой лежат геологическая модель и комплекс гидродинамических параметров, описывающих процесс двух- или трехфазной фильтрации флюидов в пластах; -прогнозных стратегий-вариантов разработки (с использованием различных режимов и систем расстановки скважин). Качество принимаемых по результатам моделирования решений в значительной степени зависит от полноты, детальности и достоверности исходных данных геологической модели.
Анализ структуры, состава и опыта применения ПО для трехмерного моделирования процессов добычи нефти показывает, что успех внедрения и широкого применения ПО иностранных компаний обусловлен рядом факторов. В их числе:
Ряд дополнительных преимуществ использования Roxar Software Solutions:
К основным недостаткам использования зарубежного ПО для моделирования месторождений нефти и газа в российских компаниях и проектных институтах следует отнести:
Основными направлениями деятельности Roxar в России и в странах СНГ являются разработка программного обеспечения, развитие инновационных технологий и оказание консалтинговых услуг в области разведки и добычи, а также поставка оборудования для нефтегазового комплекса. Одним из важных направлений деятельности компании, в том числе и в странах СНГ, является разработка программного обеспечения и предоставление разнообразных ассоциированных с этим программным обеспечением сервисных услуг. Среди поставляемых программных комплексов присутствуют как решения уже хорошо известные и зарекомендовавшие себя, такие как программный комплекс RMS (интегрированный программный комплекс геолого-технологического моделирования), Tempest (пакет гидродинамического моделирования и автоматизированной адаптации по истории разработки, оптимизации прогнозных показателей и анализа рисков), ResView (комплекс мониторинга постоянно-действующих геолого-технологических моделей), так и новые продукты и технологии такие как программный пакет Mette (система проектирования и оптимизации системы сбора и транспорта), DrillScene (пакет мониторинга бурения и предотвращения аварийных ситуаций), Elfen (пакет геомеханического моделирования) и ряд других продуктов, спектр которых постоянно расширяется. Также особое внимание уделяется развитию инновационных технологий в области комплексной оценки неопределённостей и анализа рисков (Total Uncertainty Management), созданию и сопровождению единой интегрированной геолого-технологической модели (Big Loop), интерактивному сопровождению бурения и др. Программные продукты Roxar успешно прошли апробацию в качестве средств трехмерного цифрового геолого-гидродинамического моделирования при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений УВС, в соответствии с приказом Федерального агентства по недропользованию от 28.01.2015 № 71. По оценке ГКЗ РФ Министерства Природных Ресурсов программное обеспечение Roxar занимает доминирующие позиции, в том числе и в России, и, в частности, используется для целей экспертизы подсчета запасов и технологических схем разработки месторождений. Линейка программных продуктов Roxar состоит из комплексов RMS, Tempest, ResView, METTE, Elfen, DrillScene, IPRisk.
Для создания геологической модели нефтяного месторождения используется модульная система IRAP RMS, которая состоит из: -RMSBase-основа пакета IrapRMS. Содержит функциональность, общую для всех модулей пакета: • иерархическую модель данных, поддерживающую весь диапазон приложений от интерпретации данных 2D/3D сейсморазведки до проектирования эксплуатационных скважин и фильтрационного моделирования; • систему импорта/экспорта данных, позволяющую пользователю импортировать и экспортировать в и из RMS практически любые данные на любом этапе работы в любом распространённом формате; • общую для всех функциональных моделей RMS систему визуализации, включающую трёхмерные окна, окна карт и разрезов, а также средства визуализации графиков; • мощнейшую систему статистического анализа данных и результатов моделирования, которая может быть использована как для задач контроля качества исходных данных и построений, так и для корректного определения параметров моделей; • широкий набор сервисных функций и утилит, начиная от простых калькуляторов и заканчивая модулем дифференцированного подсчёта запасов на основе трёхмерных моделей. -RMSGeoform-структурное моделирование и построение карт параметров. Содержит широкий набор алгоритмов двумерной интерполяции, стратиграфическое моделирование, преобразование время-глубина. Гибкий инструмент для создания точного описания геометрии месторождений. -RMSWellstrat-модуль межскважинной корреляции. Позволяет интерактивно выбирать скважины и кривые, а также создавать и редактировать границы пластов. Функциональные возможности модуля RMSWellstrat: •визуализация скважин и скважинных кривых; •создание, визуализация и редактирование пластопересечений; •редактирование отбивок наклонно-направленных и горизонтальных скважин; •выравнивание по одной или нескольким границам пластопересечений; •редактирование дискретных кривых; •создание и работа с синтетическими скважинами при геонавигации и для корректного учета скважин с существенной кривизной траектории; •создание и хранение стандартизированных шаблонов визуализации скважинной информации; •визуализация перфораций и аннотаций; •визуализация свойств пласта, осредненных на ячейки трехмерной сетки; •визуализация корреляции в глубинах MD, TVD, TVT-D, TVT%-D, TST-D, TST%-D, ELEVATION, VSECT, TWT. -RMSFacies-стохастическое моделирование пространственных распределений петрофизических свойств. Позволяет получить согласованные трехмерные поля пористости, проницаемости и начальной насыщенности. При петрофизическом моделировании учитывается литологическая модель, сейсмические данные, а также различные геологические закономерности распределения петрофизических свойств. Модуль RMSFacies содержит следующие функциональные компоненты: •универсальная фациальная модель Composite; •специализированная фациальная модель Channels для русловых и дельтовых отложений; •полудетерминированная модель SedSeis для встраивания в модель сейсмических геотел; •пиксельная модель Belts для построения многоуровневых фациальных моделей; •расширенная реализация метода многоточечной статистики (MPS – Multipoint Statistics); •сервисные утилиты для редактирования, сглаживания, объединения и анализа фациальных моделей. -RMSIndicators- инструмент литологического моделирования для больших и гигантских месторождений. Эффективный учет тысяч скважин, использование в моделировании 1D, 2D, 3D трендов для учета геологических концепций, учет 3D сейсмических данных с помощью алгоритма Indicator co-simulation. Ключевые возможности RMSindicators: • модели на тысячи скважин и сотни миллионов ячеек; • точное воспроизведение заданных пользователями долей коллекторов (карты, ГСР) в каждой реализации; • локальное изменение азимута анизотропии и рангов вариограмм (нестационарность); • зональная анизотропия (возможность использования разных моделей вариограм по латерали и вертикали); • широкие возможности учёта сейсмических атрибутов; • параллельные вычисления. -RMSSimgrid-модуль подготовки и редактирования геологической основы для гидродинамического моделирования. Технологии ремасштабирования Rescaling, позволяющие точно учесть в гидродинамических расчетах все аспекты геологической модели, влияющие на течение флюида в пласте. RMSSimgrid содержит: • инструменты создания трёхмерных сеток для фильтрационного моделирования; • гибкие инструменты редактирования трёхмерных сеток; • комплексную технологию определения эффективных параметров фильтрационной модели (upscaling); • средства импорта и визуализации результатов фильтрационного моделирования; • гибкую систему экспорта данных для различных гидродинамических симуляторов. -RMSStream-встроенный однофазный гидродинамический симулятор, основанный на построении линий тока. Позволяет ранжировать и выбирать реализации геологической модели, контролировать качество результатов процедуры Rescaling, гидродинамических сеток, оптимизировать размещение эксплуатационных скважин. RMSStream позволяет геологам: • оперативно сравнивать различные варианты геологических моделей с точки зрения их влияния на разработку; • контролировать качество upscaling; • оценивать распределение запасов по скважинам; • определять застойные и не дренируемые зоны. -RMSFlowsim-полномасштабный гидродинамический симулятор Black Oil. Он предназначен для точного расчета фильтрации сжимаемых флюидов в пласте с учетом различных ограничений и условий, задаваемых по скважинам и группам скважин для отображения реальных технологических процессов разработки месторождения. RMSFlowsim позволяет: • создавать модели из данных которые находятся непосредственно в проекте RMS без их экспорта или копирования; • создавать и редактировать модели без знания ключевых слов симулятора (полностью через графический интерфейс); • запускать расчёты как интерактивно так и через менеджер задач RMS (в том числе при анализе неопределённости); • получать результаты в RMS сразу по окончании расчёта. -RMSWellplan-модуль проектирования и оптимизации траекторий скважин на основе детальных геологических и гидродинамических моделей. RMSWellplan предлагает пользователям следующие возможности: • интерактивное создание целевых объектов для бурения; • автоматическое создание траекторий скважин и боковых стволов с учётом заданной программы бурения; • оценка «конуса» бурения; • антиколлизионное сканирование; • расчёт бурильной и обсадной колонн на допустимые механические нагрузки с учетом моментов, сил трения и нагрузок на смятие; • оптимизация положения кустовых площадок. Гидродинамический симулятор программного комплекса ROXAR позволяет создавать следующие виды гидродинамических моделей:
Дополнительные фильтрационные модели: а) модели с двойной пористостью; б) модели с химическими реакциями; в) модели, учитывающие напряжение и деформации пород.
5.1 Модель трехфазной изотермической фильтрацииМодель трехфазной изотермической фильтрации (модель нелетучей нефти, β-модель или black oil model) является наиболее распространенной и широко применяемой в практике разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. Она успешно используется при решении вопросов разработки месторождений в случае двухфазной и трехфазной фильтрации и при различных режимах эксплуатации:
-естественный или истощения; -растворенного газа; -поддержания пластового давления путем законтурного и внутриконтурного нагнетания воды-водонапорный; -поддержания пластового давления путем законтурного и внутриконтурного нагнетания газа-газонапорный; -циклическая закачка вытесняющего агента. Один режим эксплуатации достаточно просто переходит в другой режим, допустим, при изменении темпов отбора. В рамках этой модели решаются задачи фильтрации для следующих флюидов: газ-нефть, газ-вода, нефть-вода, нефть-газ-вода. В модели нелетучей нефти предполагается наличие трех фаз (нефть-вода-газ). Вода и нефть не смешиваются и не обмениваются массами. Газ предполагается растворимым в воде и нефти, т. Е. вода и нефть состоят из двух компонентов, соответственно, вода-растворенный газ и нефть-растворенный газ. Предполагается, что при изотермической фильтрации флюиды в пласте находятся при постоянной температуре и в состоянии термодинамического равновесия. В этом случае зависимости PVT (давление-объем-температура) представлены как функции зависимости объемных коэффициентов от давления. Плотность флюидов и поровый объем выражаются как функции давления с помощью уравнений состояния в явном или неявном виде. Модель трехфазной трехкомпонентной фильтрации имеет следующие принципиальные ограничения: -свойства стабильного газа идентичны как для газа сепарации из газовой части залежи, так и для газа дегазации из нефтяной части залежи; -свойства стабильной углеводородной жидкости идентичны как для разгазированной нефти, так и для конденсата; -модель не позволяет описать динамику фракционного состава нефти (конденсата) и компонентного состава газа в процессе разработки; --описание фазового равновесия жидкость-газ для углеводородных смесей осуществляется с большой погрешностью. Эти недостатки могут быть устранены в рамках модели трехфазной многокомпонентной фильтрации. Отличительной чертой этой модели является учет содержания химических компонентов (или групп таких компонентов) в пластовом газе и пластовой нефти (конденсате). Расчет фазовых превращений осуществляется на основе полуэмипирических уравнений состояния. Эти уравнения обычно содержат значительное количество свободных параметров, позволяющих добиться хорошего совпадения расчетных и экспериментальных данных. 5.2 Модель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрацииМодель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации применяется в случае необходимости учета реального состава пластовой углеводородной смеси при разработке соответствующих месторождений: -для газоконденсатных залежей и залежей нефти с растворенным газом, когда для целей разработки требуется по возможности максимально точный прогноз фазовых превращений пластовой смеси; -для систем разработки или систем воздействия на пласт, существенно использующих фактический компонентный состав пластовой смеси; -для систем разработки или систем воздействия на пласт, существенно использующих фактический компонентный состав пластовой смеси. В модели предполагается наличие трех фаз, каждая из которых состоит из n-компонентов. Считается, что перенос компонентов полностью определяется скоростями фильтрации фаз-воды, нефти (конденсата) и газа. Принимаются условия локального термодинамического равновесия фаз, поскольку времена релаксации пластовой смеси к термодинамическому равновесию значительно меньше времен, характерных для процессов при разработке месторождений жидких углеводородов. Гидростатические давления в фазах различаются из-за ненулевой кривизны границ раздела фаз в поровом пространстве. Эти различия характеризуются капиллярными скачками давления. Ряд необходимых функций, используемых при постановке задачи фильтрации, характеризует физико-химические свойства пластовых фаз. Эти функции определяются лабораторным путем вне пористой среды. Для описания жидкостей и газов, а также фазовых переходов жидкость-газ в углеводородных смесях применяют уравнения состояния. Число различных используемых уравнений состояния и их модификаций весьма велико. Наиболее распространенными являются уравнения Пенга-Робинсона и Редлиха-Квонга. Особую группу составляют композиционные модели, в которых в отличие от многокомпонентных не учитывается диффузионный перенос. Композиционная модель трехфазной изотермической фильтрации является примером расширения возможностей модели нелетучей нефти для решения проблем многокомпонентной фильтрации в рамках трехфазной модели. Композиционная модель сводится к модели нелеучей нефти, если углеводороды состоят из двух компонентов. Из двух компонентов только газ может находиться и в жидкой, и в газовой фазах. 5.3 Модели неизотермической фильтрацииВ практике разработки нефтяных и газонефтяных месторождений тепловое воздействие используется на пласт для понижения вязкости нефти и соответствующего увеличения коэффициента охвата при вытеснении нефти рабочими агентами. В подобных случаях для описания пластовых процессов следует использовать модель неизотермической фильтрации. Неизотермические фильтрационные модели являются расширением более простых изотермических моделей; их отличительной чертой является расчет динамики трехмерного поля температуры. Модели неизотермической фильтрации предназначены для математического моделирования описанных выше процессов в пласте с учетом температуры при использовании следующих технологий:
Основное отличие описания данных процессов от рассмотренных выше моделей-введение и решение дополнительного уравнения-уравнения сохранения энергии. Данное уравнение используется для нахождения температуры в пласте. В зависимости от температуры изменяются данные PVT. Учет этих изменений выполняется с помощью различных уравнений. В упрощенныхпостановках учитывают влияние температуры лишь на вязкость, пренебрегая ее влиянием на капиллярное давление, термическое расширение, структурные свойства и т. д. Важным моментом является выбор метода учета теплообмена с окружающей средой. Довольно часто используется формула Ловерье. Тепловые методы хорошо сочетаются с широко применяемым методом заводнения при разработке месторождений. Математическая модель трехфазной неизотермической фильтрации при закачке горячей воды является развитием модели трехфазной изотермической фильтрации. 5.4 Модели с полимерным заводнениемМодели с полимерным заводнением являются частным случаем моделей разработки пластов при физико-химическом воздействии: -полимерное заводнение; -щелочное заводнение; -щелочно-полимерное заводнение; -мицеллярно-полимерное заводнение; -закачка растворов химреагентов; -вытеснение нефти двуокисью углерода. Физико-химические методы воздействия хорошо сочетаются с широко применяемым методом заводнения, применяемым при разработке месторождений. Математическая модель с использованием физико-химических методов является развитием модели трехфазной изотермической и трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации. При осуществлении физико-химического воздействия имеют место сложные процессы, описание которых меняется по мере его понимания: -гидродинамические, диффузионные, капиллярные, гравитационные эффекты; -межфазный массообмен; -изменение свойств фильтрующихся фаз в пространстве и времени; -адсорбция и десорбция отдельных компонентов; -образование микроэмульсии; -химические реакции. Следует отметить, что исследование и проектирование разработки залежи с использованием физико-химических методов связано с большим объемом дополнительных данных по сравнению с проектированием обычного заводнения. Требуется выполнить значительные экспериментальные, теоретические и промысловые исследования. Математические модели с химическим заводнением должны учитывать требуемые для исследователя эффекты. Например, при вытеснении нефти раствором полимера с низким межфазным натяжением следует учесть адсорбцию полимера на породу и в нефть, образование эмульсии, изменение фазовых проницаемостей для нефти и воды от концентрации полимера. В каждом конкретном случае следует выполнить адаптацию математической модели к физическому эксперименту. По результатам адаптации устанавливают модифицированные ОФП для системы «нефть-вода». 5.5 Модели с двойной пористостьюВ практике применения гидродинамических моделей нередко встречаются модели с двойной пористостью, которые используются в тех случаях, когда фильтрация углеводородов в трещинных средах значительно отличается от течения в пористых средах. Различаются разные типы пустотности трещиноватости коллекторов: -трещинная пустотность, обусловленная только наличием макротрещин; -двойная пустотность (пористость), обусловленная системой макротрещин и микротрещинностью блоков; -двойная пустотность, обусловленная межзерновой пористостью блоков (матрицы) и трещинностью породы. Для блоков трещинной пустотности характерна непроницаемость породы. Блоки коллекторов двойной пустотности имеют проницаемости и иногда довольно значительную. В случае наличия трещинной пустотности могут использоваться модели, предназначенные для моделирования пористых сред. Свойства блоков включают в себя свойства блоков и трещин. При двойной пустотности рассматриваются две вложенные друг в друга системы. Каждому блоку присваиваются два значения пористости, проницаемости и разные фазовые проницаемости флюидов для блока и трещин. Модели для решения задач разработки с двойной пористостью имеют целый ряд дополнительных уравнений по сравнению с моделями, о которых уже написано выше. 5.6 Фильтрационные модели с химическими реакциямиПри использовании систем разработки или систем воздействия на пласт, предусматривающих химические превращения компонентов пластовой системы, следует применять фильтрационные модели с химическими реакциями. Эти модели являются расширением модели многокомпонентной фильтрации без химических реакций и не требуют введения дополнительных динамических переменных. Отличительной чертой таких моделей является замена уравнений сохранения компонентов пластовой смеси уравнениями химической кинетики. Фильтрационные модели с химическими реакциями необходимы при описании процессов внутрипластового горения (или окисления), а также процессов при химической (в том числе кислотной) обработке пласта. При проводке новых скважин и изменении пластового давления в процессе разработки месторождения меняется напряженно-деформированное состояние пород. В определенных условиях это может повлечь нежелательные явления: потерю устойчивости скважин, разрушение призабойной зоны, развитие техногенной трещинности, просадки дневной поверхности, техногенные землетрясения. С другой стороны, разрушение пород может иметь и положительный технологический эффект (например, при гидроразрыве пласта). 5.7 Усложненные фильтрационные модели, учитывающие динамику напряжений и деформацийДля расчета при разработке месторождения явлений, связанных с прочностными свойствами пород, используются усложненные фильтрационные модели, учитывающие динамику напряжений и деформаций. Отличительной чертой таких моделей является использование вспомогательных уравнений, учитывающих реологию породы и равновесие поверхностных и объемных сил в системе порода-насыщающий флюид. Модели, учитывающие напряжения и деформации пород, используются при гидродинамическом моделировании залежи жидких углеводородов в следующих случаях: -при прогнозе проводки новых скважин, когда возможна потеря устойчивости выработки из-за изменений напряженно-деформированного состояния породы; -в случае присутствия в литологическом разрезе месторождения слабосцементированных коллекторов или пород пониженной прочности, когда имеется опасность техногенного трещинообразования или иного значительного изменения фильтрационно-емкостных свойств в пласте в процессе разработки месторождения; -для случаев, когда режим работы скважин может приводить к ослаблению прочностных свойств призабойной зоны (например, при выносе песка); -при прогнозе воздействия на пласт, связанного с разрушением породы (например, при гидроразрыве пласта). Задача фильтрации с учетом напряжений и деформаций отличается от чисто фильтрационной задачи тем, что кроме решения уравнений фильтрации для флюидонасыщенных пород требуется решение уравнений равновесия для всего резервуара. Уравнение равновесия включает и породы, которые не участвуют в фильтрации непосредственно, т. е. глинистые и плотные породы, служащие перемычками или прилегающие к коллекторам, породы замещения и пр. Это требует знаний реологии всех пород, участвующих в геологическом строении месторождения, а не только коллекторов нефти и газа. Геологическая модель представляет собой базу для последующего детального гидродинамического моделирования. На основе цифровой геологической модели проводятся дополнительные построения с помощью программного пакета TEMPESTMore с целью создания гидродинамической модели. Данный пакет предназначен для оперативного анализа геометрии гидродинамической сетки, заложенных в модель полей коллекторских свойств и получаемых в процессе расчётов полей насыщенности, давления, вязкости, относительной проницаемости и т.д., а также динамики технологических показателей. TEMPESTMoreиспользует гидродинамические сетки геометрии Corner Pointчто позволяет гибко отражать в гидродинамических моделях такие особенности строения залежей, как разломы и выклинивания (рисунок 1).  Рисунок 1-Трехмерная модель пористости месторождения Выбор типа модели основан на известном правиле, устанавливающем соответствие между сложностью модели и точностью исходной информации. При построении модели продуктивных пластов рассматриваемого месторождения и моделирования вытеснения нефти водой при давлении выше давления ее насыщения газом, согласно данному правилу достаточно использовать модель трехмерной изотермической фильтрации (модель нелетучей нефти или Black Oil Model), которая является наиболее распространенной и широко применяемой в практике разработки нефтяных месторождений. Она успешно используется при решении вопросов разработки месторождений в случае двухфазной и трехфазной фильтрации и при различных режимах эксплуатации: -повторении истории разработки месторождения (адаптация модели) и прогноз процесса на основе моделирования n-мерных течений нефти, воды или газа в неоднородном пористом пласте, дренируемом системой произвольно расположенных вертикальных, наклонных или горизонтальных скважин; -расчет процессов фильтрации с учетом упругих свойств пласта и флюидов, капиллярных и гравитационных сил; -моделируется водонапорный режим эксплуатации, при котором поддержание пластового давления обеспечивается путем внутриконтурного нагнетания воды. В TEMPESTMore данное месторождение представлено с помощью дискретных трехмерных сеток геометрии угловой точки, позволяющих корректно учитывать выклинивание пластов. В плане ячейки TEMPESTMore имеют форму произвольного четырехугольника. Вертикальные линии сетки могут быть строго вертикальными, наклонными, прямыми или кривыми (ломанными). Детальность трехмерных геологических моделей гораздо выше детальности гидродинамических моделей. Поэтому, существенной является проблема переноса параметров из геологической модели в гидродинамическую. Если для параметров пористости и насыщенности задача вполне удовлетворительно решается путем осреднения (или осреднения с учетом весового параметра), то для переноса полей проницаемости в программном комплексе используется модуль Upscaling. Сущность метода представляется следующим образом: -в пределах каждой ячейки гидродинамической сетки строится детальная подсетка; -для каждой ячейки подсетки находят соответствующую ячейку геологической сетки. В соответствии с параметрами последней определяются значения диагональных компонент тензора проницаемости для подсетки; -на подсетке проводится моделирование фильтрации однофазной несжимаемой жидкости, по результатам которого определяются эффективные значения диагональных компонент тензора проницаемости для ячейки гидродинамической сетки. Модификации метода позволяют получать для ячеек гидродинамической сетки полный тензор проницаемости (а не только диагональные компоненты), вовлекать в расчёт некоторую область вокруг ячейки (скин-эффект), а также точно учитывать слоистость коллекторов. В типичной трехмерной геологической модели пласт-коллектор описывается с использованием очень подробных сеток, которые насчитывают огромное количество ячеек. В зависимости от размера месторождения и моделируемого участка, а также от особенностей геологического строения количество ячеек может доходить до нескольких десятков миллионов. При построении геологической модели месторождения использовалась сетка, содержащая порядка 50 млн. ячеек и заключающая в себе все параметры и свойства продуктивных пластов. Процедуры Upscaling позволяют перенести параметры геологической модели на гидродинамическую сетку с корректностью, максимально возможной при данном уровне детальности гидродинамической модели. На рисунке 2 представлено распределение нефтенасыщенности после процедуры Upscaling.  Рисунок 2- Трехмерная модель распределения нефтенасыщенности При построении функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) использовались данные фильтрационных исследований образцов керна, которые задавались в виде таблиц для каждой фазы отдельно. В таблицах определены критические точки насыщенности, при которых начинает двигаться вода и при которой перестает двигаться нефть. Функции относительных фазовых проницаемостей определяются экспериментально на малых образцах породы (кернах), которые представляют лишь незначительную часть объема пласта. Поэтому относительные фазовые проницаемости, определенные на кернах, не могут характеризовать многофазные течения во всей залежи. Поскольку функции ОФП, входящие в уравнения, описывающие математическую модель, определяются на ограниченном керновом материале и зависят от множества факторов, таких как структурная характеристика среды, смачиваемость, градиент давлений, история насыщения и т.д., функции ОФП должны быть модифицированы. Модифицированные относительные фазовые проницаемости по нефти и воде несколько отличаются от исходных. Модификация функции ОФП по нефти вызвана необходимостью описания процесса фильтрации в ячейках модели с нефтенасыщенностью от 0,724 до 0,80, поскольку исходные фазовые проницаемости не затрагивали этого диапазона нефтенасыщенности. В свою очередь модификации были подвержены и функции ОФП по воде, т.к. использование исходных фазовых проницаемостей в модели не позволяло достичь фактической приемистости нагнетательных скважин. Следует отметить, что такого рода модификации относительных фазовых проницаемостей является стандартной процедурой при адаптации модели по фактическим режимам работы скважин. Таким образом, модифицированные ОФП определяются по результатам адаптации модели. Преобразованные таким образом фазовые проницаемости в дальнейшем используются при проведении гидродинамических расчетов на трехмерной фильтрационной модели. Целесообразно процедуру адаптации моделей начинать еще на стадии их построения. ЗаключениеИзвестно, что программные средства 3D моделирования дают широкие возможности для обоснования точек заложения и траектории зарезки боковых стволов. Наряду с этой актуальной задачей, в нефтегазодобывающем предприятии геолого-фильтрационные модели используются с целью подбора объектов для проведения ГТМ. Привлечение результатов моделирования значительно расширяет возможности принятого в практике стандартного метода. Так, традиционным подходом является подбор перспективных объектов по критериям применимости. Суть метода заключается в подборе скважин по критериям, определённым на основе статистического анализа эффективности ГТМ. Геологические критерии часто определяются как выборка с карты. Это связано, с тем, что карта по любому параметру рассчитывается путём интерполяции значений из базы данных и покрывает всю площадь, а следовательно, значения критерия имеются по всем скважинам. Другие критерии определяются в динамическом режиме, путём выборки из Базы Данных. Важным критерием для ряда месторождений является работа скважины на один продуктивный горизонт, так как в пределах месторождения отмечается ряд скважин работающих на два и даже на три горизонта. Наряду с геологическими и технологическими критериями при подборе объектов важную роль выполняют критерии, характеризующие техническое состояние скважины. В этом случае, при выборе с учётом этих критериев перспективные объекты будут располагаться не локально, а по всей площади залежи. Если же в выборке участвуют только геолого-промысловые характеристики, то скважины, могут быть объединены в группы со сходными условиями разработки. Использование моделей позволяет проанализировать всю совокупность факторов и правильно подобрать объекты для увеличения нефтеотдачи пластов. При подборе участков и скважин для применения методов повышения нефтеотдачи могут использоваться карты подвижных запасов по отдельным пачкам и пласту в целом. Карты запасов могут быть существенно дополнены картами скоростей фильтрации нефти и воды, картами линий тока и зон влияния закачки, а также карты компенсации отбора закачкой и равных объемов прокачанной через пласт воды, которые также рассчитываются на основе модели. Однако если в процессе моделирования выявлены искажения промысловой базы данных, вызванные неудовлетворительным техническим состоянием скважин (заколонными перетоками, негерметичностью эксплуа-тационной колонны), а также недостоверностью отражения истории эксплуатации в отчётных документах, то все карты, построенные на основе адаптации показателей разработки, становятся мало информативными. Список использованных источников1) Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований, 2004. - 416 с. 2) Бравичева Т.Б., Бравичев К.А., Палий А.О. Компьютерное моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие. – Н.Новгород, изд-во «Вектор ТиС», 2007. – 352 с. 3) Трехмерная информационно аналитическая система (ТРИАС). Методические материалы: лаборатория информационных систем «ВЕНСИС», 2007. 4) Черных В.В. Применение ЭВМ в расчетах разработки месторождений нефти и газа. Часть 4. Численные методы расчета параметров разработки месторождений нефти и газа. Учебное пособие – СПб., 2006. 5) Ямпольский В.З., Захарова А.А., Иванов М.А., Чернова О.С. Анализ программного обеспечения для трехмерного моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа // Пробл. Информатики. 2009. №2. С. 38-42. 6) Официальный сайт компании Roxar [Электронный ресурс] // URL: http://roxar.ru/ (дата обращения:10/10/2017). |