Учитываемая информация о свойствах флюидов и горной породы

Расчет модели начинается с состояния залежи до начала разработки. В процессе разработки меняются свойства и состав пластовых флюидов, коллекторов. Эти изменения учитываются в модели по данным лабораторных исследований. Необходимые для моделирования характеристики флюидов и породы перечислены ниже.

Свойства пород-коллекторов:

- Коэффициент вытеснения нефти агентом вытеснения, д.ед.

- Зависимости проницаемостей для нефти, газа (для трехфазной модели) и воды от водонасыщенности.

-коэффициент сжимаемости, 1/МПа.

Свойства нефти:

-давление насыщения нефти газом, МПа;

-плотность нефти, в поверхностных условиях, г/см³;

-зависимость вязкости нефти от давления;

-зависимость объемного коэффициента нефти от давления;

-зависимость растворимости газа в нефти от давления.

Свойства вод, пластовой и закачиваемой:

-плотность, в поверхностных условиях, г/см³;

-вязкость, мПас;

-объемный коэффициент, Ед.;

-коэффициент сжимаемости, 1/МПа.

Свойства газа, в пластовых условиях:

-вязкость, мПас;

-объемный коэффициент, Ед.

Включение в модель результатов гидродинамических исследований

По данным гидродинамических и геофизических исследований в модель вносятся :

-начальное пластовое давление, МПа;

-начальная проницаемость слоя по нефти, мкм²;

-величина скин-эффекта;

-зависимость абсолютной проницаемости от пластового давления;

-результат интерпретации дебито- и расходограмм.

Величина начального пластового давления приводится к уровню водонефтяного контакта.

Величина проницаемости определяется на начальное состояние залежи, при начальном пластовом давлении и насыщенностях. Информация, полученная на позднем этапе разработки объекта, экстраполируется на начальный период разработки.

Определение степени закупорки призабойной зоны пласта производится по данным, полученным при исследовании скважин методами КВД и установившихся отборов. Закупорка призабойной зоны по скважинам характеризуется величиной скин-эффекта.

Фактический характер выработки запасов по пластам оцениваются с помощью данных, полученных при проведении потокометрических исследований. Для этого собираются и анализируются все качественные дебито- и расходограммы по каждой скважине за всю историю разработки.

Геолого-технологическая (гидродинамическая) модель.

Геолого-технологическая модель объединяет геологическую и технологическую части. Геологическая модель представляет собой статическую часть, т.е. содержит данные, которые не изменяются в процессе моделирования. Технологическая часть содержит данные по скважинам, изменения которых создают основу для превращения моделей в динамические, т.е. моделируются процессы в объекте разработки, а не его строение.

Технологические данные, включаемые в модель :

- моменты ввода скважин в эксплуатацию;

- для каждой добывающей скважины для каждого временного интервала (год, месяц, сутки и т.д.), по которым воспроизводится история, вводятся фактические значения одного из условий, при которых моделируются скважины (добычи жидкости или нефти, забойное давление и т.д.);

- для каждой нагнетательной скважины для каждого временного интервала (год, месяц, сутки и т.д.), по которым воспроизводится история, вводятся фактические значения одного из условий, при которых моделируются скважины (объемы нагнетания за период, давления на забое);

- для всех добывающих и нагнетательных скважин задаются перфорированные интервалы пласта;

- для всех добывающих и нагнетательных скважин задаются показатели, характеризующие продуктивность/приемистость скважин (скин-фактор и т.д.).