4. Прогнозирование технологических показателей разработки
Прогнозирование технологических показателей разработки является обычно заключительным этапом моделирования. Прогнозирование, как правило, проводится по нескольким сценариям (вариантам). Первый – базовый вариант, в котором предусматривается продолжение разработки по тому сценарию, по которому объект разрабатывался до сих пор. Далее рассматриваются альтернативные варианты разработки месторождения. При этом предполагается, что модель включает в себя всю доступную решения информацию об изучаемом объекте. Из-за неединственности решения при воспроизведении истории разработки, в некоторых случаях проводят исследование на чувствительность модели к варьированию тех параметров пласта, которые могут существенно повлиять на прогнозные показатели.
При прогнозировании необходимо учитывать также технические возможности для реализации предлагаемых новых технологий. Одним из основных проблем является плавный переход от истории к прогнозу. Воспроизведение истории обычно осуществляется с заданными дебитами нефти, газа или жидкости. На прогнозе в качестве граничного условия задаются забойные давления (или депрессия), а дебиты флюидов подлежат определению. Именно изменение граничных условий, в основном, приводит к резкому изменению расчетных показателей разработки. Для этого необходимо произвести калибровку скважин (уточнение коэффициентов продуктивности PI, которые зависят только от геометрии системы пласт-скважина и свойств призабойной зоны). Подбором этих коэффициентов осуществляется неизменность дебитов каждой скважины при переходе от истории к прогнозу. На стадии прогноза задаются также ограничения на работу скважин, которые позволяют моделировать автоматическое отключение скважин или переходить из одного вида граничных условий к другому.
Из-за многих неопределенностей нельзя точно предсказать поведение скважин на прогноз. Цель прогнозных расчетов – предсказать на ближайший срок разработки интегральные технологические показатели по пласту в целом и по отдельным достаточно большим участкам. На основе моделей также делаются долгосрочные прогнозы. Распределения давления и насыщенности на заданные моменты времени выдаются в виде трехмерных изображений, строятся соответствующие карты. В результате сопоставления вариантов и их технико-экономических показателей определяется рекомендуемый сценарий разработки. В целом математическое моделирование сейчас является основным инструментом для выбора оптимальной стратегии разработки.
5. Создание гидродинамической (фильтрационной) модели на базе гидродинамического симулятора Tempest
5.1 Секции запускающего файла more. Особенности гидродина-мического симулятора.
Гидродинамический симулятор имеет следующие секции (рис.1):
INPUT; FLUID; RELATIVE-PERMEABILITY; GRID; INIT; RECURRENT.
Рисунок 1. Секции гидродинамического симулятора
Программный комплекс MORE предназначен для:
- анализа;
- контроля;
- проектирования;
- оптимизации разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
К особенностям гидродинамического симулятора относятся:
Высокая скорость;
Эффективное использование памяти;
Модели со сложной геометрией;
Быстрый переход между Black Oil и композиционными моделями;
Устойчивость и надежность результатов;
Возможность работы на РС;
Широкие сервисные возможности.
Высокая скорость счета достигнута за счет использования современных алгоритмов. Быстрота MORE позволяет:
оперативно адаптировать результаты гидродинамического моделирования к истории разработки
эффективно работать с крупными и гигантскими объектами
обсчитывать большее количество вариантов при составлении ТЭО, ТЭС и проектов разработки проводить анализ и минимизацию риска разработки месторождения
Широкие сервисные возможности
Возможность интерполяции структурных карт и карт параметров
Совместимые форматы ввода/вывода
Удобная организация Пост-процессора
Возможность задания положения скважин в географических координатах
Встроенные математические операции над массивами данных
Очередь задач для работы во многопользовательском режиме