1.3 Виды моделей фильтрации. Специальные опции

В зависимости от моделируемого объекта и процесса, пакеты программ включают несколько моделей:

- модель нелетучей нефти – модели двух- и трехфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей;

- композиционная модель (модель многокомпонентной фильтрации);

- модели физико-химических методов воздействия на пласт (полимерное заводнение, закачки поверхностно–активных веществ, углекислого газа);

- модели фильтрации в среде с двойной пористостью и с двойной проницаемостью для моделирования процессов в трещиновато-поровых коллекторах;

- термогидродинамическая модель многокомпонентной пластовой системы (моделирование термического воздействия на пласт).

На разных стадиях моделирования пласта используются специальные опции:

- масштабирование сеток при переходе от геологической модели к гидродинамической. Иногда эту процедуру называют ремасштабированием или upscaling;

- построение сеток различных типов (блочно-центрированной с распределенными узлами, с геометрией угловой точки, прямоугольной, цилиндрической, с локальным измельчением);

- выбор методов аппроксимации и решения уравнений (явный или неявный, прямой или итерационный, контроль за сходимостью);

- инициализация – моделирование начального равновесного распределения флюидов в пласте;

- расчет эффективных фазовых проницаемостей и капиллярного давления;

- контроль за работой скважин.

2. Необходимые исходные данные для гидродинамического моделирования

В гидродинамическую модель в виде числовых массивов вводятся:

- геометрические размеры пласта;

- данные о пористости;

- информация о насыщенности и капиллярном давлении;

- данные об абсолютной проницаемости;

- данные об относительных фазовых проницаемостях.

Вводятся также, изменяющиеся в зависимости от давления и температуры (зависимости PVT), основные свойства пластовых флюидов (вязкости, плотности, объемные коэффициенты, растворимости)

Кроме того для гидродинамического моделирования необходимо вводить следующие промысловые данные:

- дни работы скважин;

- добыча жидкости, нефти, воды;

- закачка (вид реагента):

- промысловый газовый фактор (если есть);

- сведения о пластовых давлениях в добывающих и нагнетательных скважинах, замеры пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений;

- результаты определения капиллярного давления пластовых флюидов в различных средах;

- сведения о перфорации в скважинах.

При необходимости используются все виды, объемы и эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), геолого-технологических мероприятий (ГТМ), обработки призабойных зон (ОПЗ), гидродинамические исследования (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, приведенный радиус, продуктивность, пластовые и забойные давления).

3. Воспроизведение истории разработки

Высокая степень неопределенности исходной информации при построении модели пласта делает необходимым этапом моделирования адаптацию модели по данным наблюдений. Математически процесс адаптации модели представляет собой обратную задачу фильтрации, методы решения которой в настоящее время недостаточно разработаны. Теоретически обратная задача фильтрации - определение параметров пористой среды (или уточнение основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, заложенных в модель) по данным о добыче и закачке, замеров пластового и забойного давлений - некорректна и может иметь в общем случае множество решений. Проблема заключается в том, что, как правило, на практике даже одного точного решения достичь не удается.

Адаптация гидродинамических моделей по истории разработки должна быть выполнена не только для месторождения, но и для каждой скважины. Традиционно эта задача решается за счет многократного выполнения расчетов с подбором наименее достоверно известных параметров пласта и скважин. При этом корректируются следующие параметры:

- характеристики водонапорной системы;

- относительные фазовые проницаемости;

- поле проницаемости;

- коэффициент сжимаемости пор;

- коэффициенты продуктивности и приемистости скважин;

- динамика скин-фактора скважин с учетом естественного изменения свойств призабойной зоны скважин, так проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ). При этом необходимым условием является минимальная разница между фактическими и расчетными данными о забойном давлении и обводненности скважин.

В исключительных случаях могут модифицироваться поровые объемы, применяться несоседние соединения.

Обычно наиболее трудоемкой является адаптация гидродинамической модели по продуктивностям скважин и обводненности продукции за счет подбора поля проницаемости и учета в модели изменений свойств призабойной зоны, непродуктивной закачки, заколонных перетоков, ГТМ и др.

Адаптация гидродинамических моделей – долгий и трудоемкий процесс, требующий большого опыта и знаний, является необходимым для достоверного прогнозирования поведения пласта и оценки технологических вариантов разработки. Построенная модель объекта разработки используется для прогнозирования и планирования добычи, оценки запасов, комплексной оптимизации пласта.