Задание начальных условий и условий на границах расчетной области:
На начальный момент времени поля распределения давления и насыщенностей флюидами находятся в статическом равновесии, при котором фазы неподвижны, что обеспечивается использованием равновесной инициализации.
В качестве условий на границах моделируемого объекта используется отсутствие перетоков, что обусловлено наличием практической сплошной зоны неколлектора (за исключением небольших участков) вокруг залежи.
Анизотропия
В нашем распоряжении нет данных по тензору горизонтальной проницаемости о каких либо выделенных направлениях на Северо-Даниловском месторождении. Поэтому в модели принято, что горизонтальная проницаемость в каждой ячейке не зависит от направления Ky=Kx. Вертикальная проницаемость Kz, обусловленная вертикальной макро неоднородностью коллектора, получается в результате процедуры Upscaling.
Моделирование скважин
Качество модели в большой степени определяется правильностью задания информации о скважинах, поэтому до построения модели объекта была тщательно подготовлена и выверена исходная промысловая информация:
координаты скважин;
интервалы перфорации;
результаты гидродинамических исследований;
режимы работы скважины на конкретные даты (забойное и устьевое давление, дебиты жидкости, обводненность и т.д.).
При моделировании истории работы скважин устанавливалось граничное условие по добыче жидкости и дополнительное ограничение по забойному давлению (нижний предел в добывающих и верхний предел - в нагнетательных скважинах). При моделировании прогнозных вариантов в качестве граничного условия задавалось давление на забое скважин.
Уточнение параметров (адаптация) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки
На начальном этапе адаптации модели на историю разработки проводилась оценка методом материального баланса залежи.
Уравнение материального баланса для трехфазной смеси (свободный газ, нефть и вода), в отсутствие фазовых превращений (растворение или выделение газа, испарение и конденсация компонентов нефти) в пласте:
(5.2)
Плотность свободного газа вычисляется по соотношению
.
(5.3)
В свою очередь плотности жидкостей определяются следующим образом:
;
,
.
(5.4)
Проводится анализ невязок для уточнения параметров пласта, пластовых флюидов, законтурной области и показателей закачки и добычи воды (газа).
Определяется
среднее пластовое давление по материальному
балансу для начального состояния пласта
и сравнивается с заданным начальным
пластовым давлением. На основе этого
сравнения вводятся поправки на
,
,
,
,
или другие параметры (плотности флюидов
или газовый фактор, активность законтурной
области). Временной
шаг для настройки модели на историю
разработки был выбран 1 месяц.
Адаптация модели включала следующие этапы:
Настройка фонда скважин, давших основную часть добычи нефти в модели (70-90%).
Настройка оставшегося фонда скважин.
Настройка заключалась в достижении схождения фактических и расчетных данных по нефти и жидкости по каждой скважине путем корректировки абсолютных проницаемостей, МОФП по отдельным классам коллекторов, коэффициентов несовершенства вскрытия скважин, перфорированных интервалов и т.д.
Адаптация исходной модели (модификация с учетом фактических данных эксплуатации) проводилась в соответствии со среднемесячными данными по эксплуатации скважин (добыча, закачка) и данными о величинах забойного давления, за период эксплуатации с 01.05.1984 до 01.01.2004. Общий фонд скважин, перебывавших в эксплуатации за этот период, включает 409 скважин, из которых 109 нагнетательных.
Как правило, удовлетворительное воспроизведение фактических дебитов нефти и воды, соответствующих истории разработки, достигалось за счет модификации абсолютной проницаемости и фазовых проницаемостей без изменения пористости, нефтенасыщенности и эффективной толщины.
При
проведении адаптации была использована
следующая методика. Исходная проницаемость
в каждой ячейке находится из геологической
модели. Затем по результатам
гидродинамических исследований находится
множитель для каждой скважины,
представляющий отношение
.
Затем по полученным значениям множителя
по скважинам путем интерполяции методом
Шеппарда (для скважин с отсутствием или
некорректными результатами ГДИ множитель
1) находится двумерное поле множителя
,
по которому корректируется поле
проницаемости.
Далее проницаемость модифицируется по результатам воспроизведения истории разработки, а именно на основе сравнения расчетные величины дебита жидкости (и закачки) и забойного давления в каждой скважине с фактическими данными, до достижения сходимости по жидкости.
В результате нескольких итераций расчетные значения добычи (закачки) жидкости и забойного давления приводятся в соответствие с фактическими значениями. При этом происходит коррекция проницаемости, как в районе отдельных скважин, так и среднего значения по зональному интервалу.
На втором этапе проводится модификация относительных фазовых проницаемостей, так чтобы привести в соответствие расчетные и фактические значения суммарной обводненности и накопленной суммарной добычи нефти и газа. Следует заметить, что после выполнения второго этапа, если необходимо, программа может возвращаться снова к проведению первого, а за ним второго этапов.
На третьем этапе проводится коррекция фазовых проницаемостей и абсолютных проницаемостей с учетом влияния нагнетательных скважин на добывающие, так чтобы сблизить расчетные и фактические значения обводненности продукции индивидуальных скважин.
На рис.4.11 представлены результаты сравнения расчетных и фактических среднесуточных добычи (по нефти и воде) и закачки по всему месторождению.
На рис.4.12 представлены результаты сравнения расчетных и фактических накопленных показателей по всему месторождению, рис.5.13-4.15 иллюстрирует сопоставление накопленной добычи нефти, жидкости и закачки воды по скважинам. По результатам моделирования для анализа выработки запасов нефти и принятия решений строятся карты плотности подвижных запасов нефти и подвижной нефтенасыщенности.
Р
ис.4.11
- Сопоставление динамики расчетной и
фактической добычи нефти, жидкости и
закачки воды по месторождению в целом
Рис.4.12 - Сопоставление расчетных и фактических накопленных показателей разработки по месторождению в целом
Рис.4.13 - Сопоставление расчетной и фактической накопленной добычи нефти по скважинам
Рис.4.14 - Сопоставление расчетной и фактической накопленной добычи жидкости по скважинам
Рис.4.15 - Сопоставление расчетной и фактической накопленной закачки воды по скважинам