Введение. Роль гидродинамического моделирования в современной разработке нефтяных месторождений

В недалеком прошлом расчет вариантов в проектировании разработки нефтяных месторождений производился на основе аналитических и статистических методов [6]. Параметрические зависимости, положенные в основу этих методов, связывают динамику отбора нефти с балансовыми или с текущими извлекаемыми запасами нефти. Параметры таких моделей тем или иным способом определяются через величины неоднородности пласта по проницаемости, соотношение вязкостей нефти и воды, систему разработки (соотношение добывающих и нагнетательных скважин) и другие величины. К недостаткам статистических методов можно отнести несоблюдение материального баланса по залежи и большие погрешности в экстраполяции результатов счета при прогнозе технологических показателей разработки.

Кроме аналитических и статистических методов при проектировании применялись методики, основанные на сведении пространственного течения к одномерному, например, методика ВНИИ-2. В таких методиках реальное пространственное течение области фильтрации делится на изолированные друг от друга подобласти, в пределах которых течение считается одномерным. Важнейшие показатели разработки получаются суммированием аналогичных показателей элементов. Отсутствие учета перетоков между выделенными подобластями приводит к искажению реальной картины течения. Искажение усиливается с ростом сроков разработки, другая особенность методики – значительные затраты машинного времени.

В практике проектирования разработки нефтяных месторождений известна так называемая агрегированная модель, полученная на основе системы уравнений Баклея-Леверетта, и оперирующая интегральными осредненными характеристиками объекта. Основное преимущество этой модели над статистическими и аналитическими – выполнение условия сохранения материального баланса по объекту и сохранение возможности учета двухфазности течения и большего числа параметров в описании механизма вытеснения нефти водой. Сравнительно с методиками, основанными на детерминированных моделях фильтрации, расчеты технологических показателей разработки выполняются значительно быстрее, что существенно для поиска оптимального варианта разработки. В то же время в агрегированной модели не используется имеющаяся детальная информация о пласте по скважинам, что, в свою очередь, не позволяет судить о выработанности пласта в конкретной его части. Она оценивает работу залежи единого агрегата, где все добывающие скважины заменены одной центральной. Изменение интенсивности нефтедобычи происходит только в зависимости от ввода скважин, а такие существенные факторы, как их расположение по площади и изменение динамики отбора жидкости, не учитываются. Как в статистических, так и в аналитических методах, здесь сложно регулировать отключение добывающих и нагнетательных скважин.

В работе [1 - 5] рассмотрены вопросы разработки методического подхода к построению геологических и математических моделей для дифференциации выработки запасов и выработки условий применения гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеизвлечения.

По мере совершенствования вычислительной техники и появления компьютеров на рабочих местах геологов, геофизиков и разработчиков в нефтяной индустрии постепенно сформировалось новое прикладное направление – геологическое и гидродинамическое моделирование. Математическое моделирование нефтяных пластов позволяет решать многие вопросы проектирования, глубже изучать процесс нефтеизвлечения из недр, выбирать рациональную систему разработки.

Трехмерная геолого-гидродинамическая модель месторождения или залежи нефти состоит из двух частей: геологической и гидродинамической, в которые при их создании заложены все доступные по месторождению топографические, геологические, геофизические, гидродинамические и промысловые данные, обычно находящиеся в базе данных.

Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации. Созданы различные программные продукты и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовыми компаниями. Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software Solution, Tigers, CMG [7 - 15]. Среди отечественных программных продуктов наибольшее распространение получили LAURA, ГЕОПАК, ТЕХСХЕМА, TimeZYX-Пересвет, ТРИАС. В основе этих моделей – результаты фундаментальных исследований в области общей геологии, гидродинамики и экономике, проводящиеся специалистами различных стран.

На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли роль моделирования в деле повышения эффективности эксплуатации месторождений возрастает в связи с бурным развитием эффективных компьютерных технологий и технических средств; значительным расширением числа технологий и методов, используемых для совершенствования процесса разработки месторождений; ухудшением ресурсной базы и состояния разработки месторождений; «старением» объектов обустройства; резким увеличением доли бездействующего фонда скважин; низкими дебитами и высокой обводненностью продукции неравномерным распределением в объеме продуктивного пласта остаточных запасов нефти и т.д.

Крупные нефтяные компании создают специализированные центры моделирования. Получили бурное развитие эффективные компьютерные технологии и технические средства, позволяющие быстро и качественно обрабатывать большие массивы информации и выполнять необходимые расчеты и построения.

Для наиболее успешного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования является построение гидродинамической модели процесса разработки.