3.13 Построение геолого - технологические моделей нефтяных и газонефтяных месторождений

Одним из главных направлений повышения качества проек­тирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений является применение компьютер­ных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).

При построении на базе всей совокупности имеющихся геологогеофизических и промысловых данных постоянно действую­щих геолого-технологических моделей появляется возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запа­сов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обо­снованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов (РД 153 - 39.0 - 047 - 00).

ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных до­кументов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содер­жащихся запасов углеводородов при текущем управлении про­цессом разработки.

Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих опе­рировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).

Постоянно-действующие модели становятся в руках техноло­гов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:

• целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, кор­ректировать систему разработки на каждом этапе познания за­лежи с целью улучшения технико-экономических показателейдобычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;

• обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТКР.

Вследствие этих очевидных и других дос­тоинств, ПДГТМ являются важнейшим компонентом научно-технического прогресса в отраслях нефтегазового комплекса.

Настоящий «Регламент» детализирует требования к посто­янно-действующим геолого-технологическим моделям нефтя­ных и газонефтяных месторождений, применяемым при состав­лении документов.

Пост­роение геолого-технологических моделей рассматривается при­менительно к поисково-разведочному этапу и этапу эксплуата­ции месторождений. «Регламент» в значительной мере сориен­тирован на залежи и месторождения нефти, разрабатываемые при поддержании пластового давления путем заводнения и на естественном режиме.

Во-первых, это связано с преобладающим числом таких мес­торождений, находящихся в эксплуатации. Во-вторых, учет всех типов месторождений и технологий сильно увеличил бы объем «Регламента». В-третьих, следует иметь в виду, что изложенные в «Регламенте» принципы и положения остаются в силе для всех других типов месторождений природных углеводородов и техно­логий нефтеизвлечения и позволяют учитывать их специфические особенности.

В настоящее время происходит интенсивное развитие компьютерных и программно-аппаратных средств и тех­нологий создания ПДГТМ, поэтому некоторые положения «Рег­ламента» могут в дальнейшем корректироваться.

Общие требования и рекомендации по созданию геолого - технологических моделей

Адресная ПДГТМ - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протека­ющие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточня­ющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода разработки месторождения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, по­строенные в рамках единой компьютерной технологии, пред­ставляют совокупность:

• цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

• цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

• двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

• программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовыхзапасов нефти, газа и конденсата;

• программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их корректировки;

• программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим ограничениям и критериям;

• программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;

• программных средств выдачи отчетной графики, хранения и архивации получаемых результатов;

• базы знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.

Под цифрой цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктив­ных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек характеризующих:

• пространственное положение в объеме резервуара коллектором и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

• пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

• пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

• идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);

• средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

• пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

• пространственные координаты скважин (пластопересечения,альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии). Возможно также представление модели в виде набора объемных функций, позволяющих получать цифровые сетки указанных выше параметров.

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вы­числения, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

• формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

• формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;

• построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС;

• просмотр результатов интерпретации 2D- и ЗD -сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, пло­щади ЗD-сейсморазведки;

• дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и кон­денсата.

Программный комплекс ГМ должен иметь информаци­онную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, ин­тервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ, истории буре­ния и испытаний скважин.

Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из кото­рых характеризуется набором идентификаторов и параметров гео­логической модели, дополнительно включая:

• фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другиедополнительные данные;

• массив данных по скважинам, который содержит – интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП., результатах испытаний, обустройстве месторождения. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

1.3.1. Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

• численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз

• или компонентов;

• анализ фильтрационных течений и расчетных технологичес­ких показателей;

• выбор мероприятий по регулированию процесса разработки; + редактирование модели при внесении новых данных.

В программах фильтрации рекомендуется обеспечивать пользо­вателя удобным интерфейсом, облегчающим просмотр и анализ результатов расчетов.

Фильтрационные модели должны учитывать все основ­ные геолого-физические и технологические факторы моделиру­емого (реализуемого) процесса разработки:

• многопластовый характер эксплуатационных объектов;

• неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость, многофазность фильтрационных потоков;

• капиллярные и гравитационные силы;

• порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При нали­чии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.

Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов.

Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначаль­но принятая цифровая геологическая модель и параметры филь­трационной модели в результате следующих действий:

• уточнения фильтрационных и емкостных параметров объекта;

• уточнения функций относительных (модифицированных) фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;

• уточнения энергетической характеристики объекта, в частности, степени активности газовой шапки, законтурной и подошвенной зон продуктивного пласта;

• оценки выработки запасов нефти на отдельных участках пластов, потерь нефти и конденсата в газовой шапке, выявления зон повышенной и пониженной нефтенасыщенности.

Под технологией построения ПДГТМ понимается отработанная последовательность выполнения этапов работ по построению модели и их взаимная согласованность, основанная на имеющихся программных и технических средствах, научном и производственном опыте исполнителей, соответствующая требованиям руководящих документов по проектированию разра­ботки месторождений.

Порядок создания и утверждения ПДГТМ

Для построения ПДГТМ требуются цифровые базы данных, программно-технические и методические средства.

Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:

• результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.;

• результаты региональных геолого-геофизических исследований, освещающие региональную стратиграфию, тектонику,

палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;

• данные 3D- или детализационной 2D-сейсморазведки;

• данные ВСП, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;

• , измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных

давлений, ФЕС, гранулометрии для основных классов пород;

• результаты интерпретации данных дистанционных методов;

• результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;

• данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;

• исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации;

• данные инклинометрии скважин;

• данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, АКШ, ИННК, С/О);

• данные испытаний скнажи:

• сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации, измерениях пластовых давлений;

• сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод;

• результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин;

• сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей и опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии.

На новых месторождениях получение перечисленных данных должно быть предусмотрено в проектах поиска, разведки и до-разведки. На уже разрабатываемых месторождениях в первую оче­редь должны быть реализованы программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечения замеров дебитов, забойных и пластовых давлений в скважинах высокоточными

приборами.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следу­ющие работы:

• оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

• оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

• исследования кернов и проб пластовых флюидов;

• детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

• угочнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка ВАННЫХ ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

• построение схем обоснования флюидных контактов;

• геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

• палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

• фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

• детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;

• интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и про­изведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, про­дуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом.

Затем, с учетом особенностей применяемой системы разра­ботки» выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преоб­разуются в параметры сетки фильтрационной модели. ,

По мере поступления новых геологических и технологи­ческих данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторс­кого надзора является анализ согласуемости новых данных с мо­делью, оценка текущей точности прогноза технологических по­казателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или по­явлением новых эффективных технологий.

Интегрированная база данных модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов. 2.6. ПДГТМ служат основой для подсчета балансовых запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов неф-теизвлечения, технологических схем и проектов разработки, го­довых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических меро­приятий, внедряемых на месторождении.

ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и первоочередных эксплуатационных скважин, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оп­тимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

• повысить эффективность геологоразведочного процесса;

• оперативно управлять текущими запасами;

• па ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;

• осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;

• сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;

• проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.

С помощью ПДГТМ выявляются слабо дренируемые и застойные зоны залежи, устанавливаются их размеры и способы вовлечения в активную разработку путем:

• оптимизации плотности и размещения сетки скважин, выбора рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин;

• повышения дебита скважин за счет правильного выбора геометрических характеристик и ориентации горизонтальных скважин и глубоко проникающего гидроразрыва пласта, а также других геолого-технических мероприятий (ОПЗ, РИР и т.п.);

• выбора и оптимизации технологических режимов работы нагнетательных и добывающих скважин и способов их эксплуатации; ч

• оптимизации режима работы системы

• скважина-пласт путем выбора рационального способа эксплуатации скважин;

• совершенствования системы контроля и регулирования выработки запасов и снижения темпов обводнения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, с балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разра­батываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторожде­ниях, определяющих основной объем добычи нефтяной компа­нии, независимо от формы собственности.

На заседание ЦКР (ТКР) должно представляться специальное экспертное заключение о надежности и достоверности созданной модели в рамках имеющегося количества и качества исходной информации и возможности ее использования в режиме постоянно действующей модели для регулирования процесса разработки.

На создание ПГДТМ месторождений выдается техническое задание, в котором указываются:

• название месторождения, его местоположение;

• основание для постановки работ по созданию ПДГТМ;

• объекты геологического и фильтрационного моделирования (они могут не совпадать);

• объекты поиска и доразведки;

• границы участка моделирования;

• дата, на которую создается ПДГТМ;

• решаемые геологические и технологические задачи;

• ожидаемые результаты работ, сроки их выполнения;

• объем используемой при моделировании информации по видам;

• состав базы данных;

• перечень, тираж и форма выдаваемых Заказчику результатов работ;

• год ввода месторождения в разработку (в пробную эксплуатации), в опытно-промышленную разработку). В случаях, когда не определен год ввода месторождения в разработку, показа-тели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации;

• возможные объемы бурения по годам на ближайшую перс­пективу,

• возможные источники и объемы рабочих агентов;

• по месторождениям с особыми природно-климатическими ус­ловиями,- дополнительные сведения, влияющие на проекти­рование разработки и организацию технологии добычи (на­личие водоохранных зон, зон приоритетного природопользо­вания, высокобонитетных пахотных земель и т.д.);

• ограничения, влияющие на обоснование способов эксплуата­ ции скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений; условия сепарации нефти;

• коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам).

При необходимости указываются:

□ все этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ

на месторождении;

□ необходимость учета (согласования) границ участков лицен­зирования каждого недропользователя;

□ проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по месторождению в целом и отдельно по участкам каждого недропользователя;

В техническом задании указываются вопросы, которые в первую очередь интересуют Заказчика, а Исполнителю предоставляется информация о реализации принятых проектных решений.

Вместе с техническим заданием на создание ПГДТМ Заказчик предоставляет Исполнителю утвержденный ЦКЗ-нефть МПР РФ подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов в случае их промышленного значения.

Технология создания моделей

В данной части Регламента описываются основы технологии создания ПДГТМ и содержание текстовой части документа -Отчета по созданию модели.

В Реферате приводится краткая характеристика основных геолого-про­мысловых особенностей, существенных для разведки и разра­ботки месторождения. Дается характеристика выполненного ком­плекса исследований, на основе которого выполнялось построе­ние модели, краткое описание программных продуктов. Излага­ются результаты моделирования, особое внимание уделяется новизне полученных результатов.

Во введении обосновывается необходимость постановки ра­боты, излагаются сведения по истории разведки и проектирования разработки месторождения. Приво­дятся даты и номера протоколов, в которых зафиксированы решения соответствующих органов, на основании которых вы­полнялась разведка месторождения, оценка, запасов, составле­ние проектных документов, номера лицензий недропользова­теля и организации-исполнителя. Приводятся даты открытия месторождения, проведения геологоразведочных работ, ввода залежей в разработку.

Харрактеристика месторождения

Указывается географическое и административное положение месторождения, ближайшие населенные пункты, железнодорож­ные станции, пристани (порты) и расстояния до них. Характеризуются природно-климатические условия (орогидрография, наличие родовых угодий, заповедников, геоморфология, геокрио­логия), значимые для получения, обработки, интерпретации исходной геолого-геофизической и промысловой информации, принятия проектных решений, проектирования инфраструктуры месторождения.

Указывается расстояние до ближайших разрабатываемых не­фтяных и газовых месторождений, приводятся сведения о разме­щении и мощностях действующих в районе месторождения гео­физических, буровых, нефтегазодобывающих и строительных организаций, нефтегазопроводах, автомобильных дорогах, подъездных путях, источниках питьевого и технического водо­снабжения, энергоснабжении и сейсмичности района, обеспе­ченности строительными материалами.

Приводятся данные по накопленной добыче нефти, газа, воды. Приобщается обзорная карта-схема расположения изучаемого и окружающих его месторождений, на которой наносятся насе­ленные пункты, реки, озера, болота, охранные зоны, родовые угодья, дороги, ЛЭП, водоводы, нефтегазопроводы и другие имеющие значения сведения. Дается краткая характеристика про­граммных продуктов, на которых выполнялось геологическое и фильтрационное моделирование месторождения.

Геолого-геофизическая изученность Излагаются сведения об истории открытия и разведки место­рождения, краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах различными методами, их методике, объемах, качестве и эффективности. Для месторождений, по которым ранее осуще­ствлялось построение модели, дается анализ изменения качества и количества геолого-геофизической и промысловой информа­ции, эффективности решений по доразведке и эксплуатацион­ному разбуриванию месторождения.

Геологическое строение района работ и месторождения

В разделе приводится краткая характеристика литолого-стра-тиграфического разреза вскрытых отложений с указанием зон возможного поглощения бурового раствора, зон аномально вы­сокого и аномально низкого пластового давления, основные све­дения о тектонике месторождения (структурные особенности, разрывные нарушения, возрастные взаимоотношения). Для мес­торождений, по которым ранее осуществлялось построение мо­дели, дается анализ изменения представлений о стратиграфии отложений и тектоническом строении месторождения на основе новой геолого-геофизической информации.

Нефтегазоносность

Приводятся краткие сведения о нефтегазоносности района, характеристика нефтегазоносности вскрытого разреза, перечень пластов с доказанной промышленной нефтеносностью, а также пластов с предполагаемой продуктивностью. Дается характерис­тика каждой залежи: количество скважин, вскрывших залежь, продуктивность скважин, тип залежи, размеры (длина, ширина, высота), литология пластов и их покрышек, эффективная нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов в пределах нефтяной, водонефтяной, газонефтяной зон, доли этих зон от площади залежи.

Приводится описание структурных планов продуктивных пла­стов, зон замещения и выклинивания, тектонических наруше­ний, зон слияния прослоев продуктивных пород, наличие пере­мычек между частями залежи разного флюидонасыщения, бес­контактных зон. Указываются высоты газовых шапок, нефтяных частей залежи, их размеры, абсолютные отметки флюидных кон­тактов.

Гидрогеологические и геокриологические условия

Излагаются сведения о наличии зон многолетнемерзлых по­род, их толщине и распределении по площади на глубину, ана­лизируются закономерности изменения температуры изучаемых отложений с глубиной.

Приводится краткая характеристика гидродинамической сис­темы: напоры вод по водоносным комплексам, тип вод, общая минерализация, наличие ионов и примесей. Особое внимание уделяется водозаборным горизонтам и свойствам пластовых вод пластов с промышленной нефтеносностью. По ним приводятся данные о типе вод, общей минерализации и по компонентам, содержанию иода, бора, брома, агрессивных примесей, плотно­сти, вязкости, температуре, фильтрационно-емкостных свойствах водовмещающих пород, дебитах скважин.

Оценивается совместимость закачиваемых и пластовых вод, возможность изменения коллекторских свойств пластов в результаге закачки воды. Характеризуется активность продвижения за­контурных вод.

Характеристика ФЕС и толщин пластов, характеризуются толщины и фильтрационно-емкостные свой­ства пластов-коллекторов и разделов между ними по данным различных методов исследований, анализ закономерностей их вертикальной и латеральной изменчивости. Приводится краткая характеристика литологических и фациальных особенностей по­род по результатам описаний кернов.

Результаты построенных зависимостей между различными свойствами пород иллюстрируются кросс-плотами. Даются гис­тограммы распределений ФЕС и толщин для различных зон пла­стов и объектов в целом.

Физико-химические свойства пластовых флюидов

Излагаются сведения о физико-химической характеристике нефти, газа, конденсата в пластовых и поверхностных условиях. Оценивается изменчивость отдельных показателей по площади месторождения и по разрезу. Даются краткие сведения о содер­жании в нефти, серы, парафина, воды, механических приме­сей, возможности использования в качестве товарного продукта.

Результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин

Кратко характеризуется методика и результаты опробования скважин, условия вскрытия пластов, интенсификации притоков, проведения гидродинамических исследований скважин. По резуль­татам исследований оцениваются фильтрационно-емкостные свой­ства коллекторов в удаленной и призабойной зоне скважин.

Запасы углеводородов

Приводятся данные о величинах балансовых и извлекаемых запасов, состоящих на балансе МПР РФ и используемых в ли­цензионном соглашении. Анализируется динамика изменений величин запасов, используемых в проектных документах, во вре­мени по месторождению в целом и по отдельным пластам. Изме­нения в запасах по отношению к последнему проектному документу.

Краткие сведения о текущем состоянии разработки

Приводятся краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения, анализ выполнения проектных ре­шений. Сообщаются данные о проектной и фактической годовой добыче, состоянии фонда скважин, суммарной добыче с начала разработки нефти, газа, воды, изменение пластового давления и обводненности продукции, количество закачиваемой воды, те­кущие коэффициенты нефтеизвлечения.

Подробный анализ разработки месторождения и выполнения проектных решений с предложениями по оптимизации разра­ботки приводится в соответствующих разделах отчета.

Определение области исследования

Область исследования — это непосредственно объект, являющийся целью исследования. Для выполнения последующих действий по созданию цифровой модели, прежде всего, нужно иметь четкое представление о моделируемом объекте, определяется тип коллектора и выясняется его строение:

• размер,

• линзовидность,

• прерывистость,

• нарушения,

• внешняя область,

• число скважин.

В зависимости от строения пласта, его коллекторских и фильт­рационных свойств, физико-химических свойств насыщающих его флюидов месторождение (залежь) рассматривается как единое це­лое или, в случае его больших размеров, разбивается на участки (зоны) при значительной изменчивости геолого-физических свойств по площади. Участки месторождения могут отличаться по началь­ному содержанию флюидов как чисто нефтяные (ЧНЗ), газонефтя­ные (ГНЗ), водонефтяные (ВНЗ), газоводонефтяные (ГВНЗ). Участки также могут различаться по относительным проницаемостям, дан­ными PVT (давление, объем, температура), сжимаемостью пор и т. д.

Следует заметить, что современные фильтрационные модели на высокопроизводительных компьютерах позволяют моделиро­вать большие объекты, не прибегая к разбиению их на отдельные участки. В случае разбиения на участки возникает дополнительная проблема с заданием граничных условий на выделенных участках. В этом случае в процессе моделирования выполняется дополни­тельный этап. В первую очередь для всего объекта, аппроксимиро­ванного редкой сеткой, приближенно решается задача разработки, в процессе решения которой определяются условия на границе уча­стков. Для этого может быть использована и двумерная модель. Создается база граничных условий.

Затем приступают к решению задач для отдельных участков. Исходные данные для моделей объектов поступают из баз геолого-промысловой, геолого-геофизической информации, а также из базы граничных условий. Как правило, используются трехмерные трех­фазные модели.