Моделирование пластовой водонапорной системы
В моделях применялись сеточные модели водоносных пластов. Оценка порового объема водоносных пластов была выполнена при воспроизведении динамики отборов и пластового давления по истории разработки.
Моделирование скважин
При подготовке моделей одной из наиболее сложных операций, требующих затрат времени, является обработка больших объемов промысловых данных, их преобразование к виду, необходимому для ввода в Tempest More. Исходной информацией для этой программы являются данные следующих типов:
описание гидродинамической сетки и значения свойств в каждой ячейке сетки;
промысловые данные по траектории скважин и по интервалам перфорации (в виде ASCII-файлов);
промысловые данные по событиям на скважинах (в виде ASCII-файлов);
промысловые данные по истории отбора и нагнетания (в виде ASCII-файлов).
По интервалам перфорации было проанализированы дела скважин и подготовлены данные в требуемом формате.
В результате работы в соответствии с заданной структурой временных шагов сформированы данные по истории разработки месторождения:
радиус всех скважин принят равным 0,2 м;
данные по вскрытию пластов (вскрытые ячейки, коэффициент проводимости для соединения, эффективная величина К·h);
забойное давление, бар;
дебит нефти, м3/сут;
дебит воды, м3/сут;
приемистость (для нагнетательных скважин), м3/сут;
температура нагнетаемой воды на забое (для верейского и башкирского объектов),°С.
При моделировании данные по скважинам и промысловый материал по истории разработки были проанализированы на предмет выявления неточностей.
При построении фильтрационных моделей результаты гидродинамических исследований в скважинах по возможности были учтены, хотя при адаптации моделей было принято решение ориентироваться в основном на результаты эксплуатации, поскольку объем и качество гидродинамических исследований не позволяют точно определить параметры пластов. Так, например, кратковременность исследований не позволяет уверенно судить о пластовом давлении, рассчитанном по замерам уровней.
4.2.4 Уточнение параметров (адаптация) фильтрационных моделей на основе анализа истории разработки
Под адаптацией модели понимается итеративная коррекция модели на основе согласования результатов расчетов по фильтрационной модели с фактической динамикой добычи жидкости, обводненности продукции и объемов закачанных агентов.
Таблица 4.14 – Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ФМ
Объекты |
Геологические запасы, тыс. т |
Отклонение, % |
|
На государственном балансе |
Фильтрационные модели |
||
Верейский |
8832 |
8859 |
0.3 |
Башкирский |
75640 |
75618 |
-0.01 |
Визейский |
5709 |
5709.7 |
0.0 |
Турнейский |
450 |
456.6 |
1.47 |
Информационное обеспечение фильтрационных моделей представлено в таблице 4.15.
Таблица 4.15 – Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационных моделей объектов
Параметр |
Верейский |
Башкирский |
Визейский |
Турнейский |
По модели в целом |
|
|
|
|
Размеры по осям, км |
|
|
|
|
X |
5 |
5 |
6.15 |
6,15 |
У |
9 |
10 |
7,2 |
7,2 |
Z |
0,1 |
0,1 |
|
|
Размерность по осям |
|
|
|
|
X |
252 |
252 |
123 |
123 |
У |
140 |
140 |
144 |
144 |
Z |
5 |
14 |
28 |
17 |
Итого |
|
|
|
|
Адаптируемые параметры по ячейкам модели |
Количество |
Количество |
Количество |
Количество |
Пористость |
0 |
0 |
0 |
0 |
Проницаемость |
143940 |
407830 |
144689 |
62000 |
Поровый объем |
0 |
0 |
0 |
0 |
Песчанистость |
0 |
0 |
0 |
0 |
Нефтенасыщенность начальная |
143940 |
407830 |
144689 |
62000 |
Нефтенасыщенность остаточная |
143940 |
407830 |
144689 |
62000 |
Газонасыщенность |
0 |
0 |
0 |
0 |
Водонасыщенность критическая/защемленная |
143940 |
407830 |
144689 |
62000 |
Анизотропия вертикальная |
143940 |
407830 |
144689 |
62000 |
Проводимость по осям X,Y,Z |
143940 |
407830 |
144689 |
62000 |
Районы ОФП |
1 |
1 |
1 |
4 |
Итого |
|
|
|
|
Адаптируемые параметры по скважинам |
Количество |
Количество |
Количество |
Количество |
Перфорация |
500 |
10000 |
1410 |
3 |
Проницаемость призабойных зон поинтервальная статичная |
500 |
10000 |
300 |
100 |
Проницаемость призабойных зон поинтервальная динамическая |
500 |
10000 |
300 |
100 |
Координаты пластопересечений |
0 |
0 |
0 |
0 |
Предельные забойные давления |
0 |
0 |
0 |
0 |
Дополнительные параметры |
0 |
1000 |
0 |
0 |
Итого |
|
|
|
|
История разработки/база данных |
Количество |
Количество |
Количество |
Количество |
Дебиты нефти |
21000 |
160000 |
7633 |
11 |
Дебита жидкости |
21000 |
160000 |
7633 |
11 |
Дебит газа |
0 |
0 |
0 |
0 |
Закачка воды/приемистость |
1000 |
22000 |
300 |
0 |
Закачка газа/химреагентов |
0 |
0 |
0 |
0 |
Частота замеров |
месяц |
месяц |
месяц |
месяц |
Длительность истории разработки, лет |
30 |
30 |
30 |
1 |
Инструментальные замеры пластового давления |
2000 |
49000 |
2276 |
0 |
Инструментальные замеры забойного давления |
20000 |
160000 |
12867 |
39 |
Итого |
|
|
|
|
Данные исследований скважин по: |
Количество |
Количество |
Количество |
Количество |
PVT свойствам добываемых флюидов |
2 |
2 |
1 |
1 |
насыщенностям флюидов |
1 |
1 |
1 |
1 |
концентрациям химреагентов |
0 |
0 |
0 |
0 |
Итого |
|
|
|
|
При адаптации использовались следующие подходы:
адаптация динамики дебитов, давлений изменением аквиферов;
адаптация дебитов по жидкости, приемистости, пластового и забойного давлений изменением абсолютных проницаемостей;
адаптация динамики дебитов и давлений модификацией относительных фазовых проницаемостей (изменением подвижности и обводненности).
При гидродинамическом моделировании были рассчитаны начальные геологические запасы нефти.
При адаптации динамики пластового давления корректировались поровые объемы граничных водонасыщенных сеточных блоков, моделирующих влияние пластовой водонапорной системы.
При калибровке моделей управление добычей скважин выполнялось по дебиту жидкости, то есть дебиты жидкости в скважинах при моделировании задавались равными фактическим. На величины забойных давлений в добывающих скважинах накладывались ограничения, за которые не могут выходить реально работающие скважины. Если в модели нельзя обеспечить отчетный дебит скважины при удерживании забойного давления выше ограничения, то заданный дебит жидкости скважины уменьшался до величины, которую может обеспечить скважина при забойном давлении, равном граничному значению. Адаптация по объемам добычи нефти производилась модификацией относительных фазовых проницаемостей и полей абсолютной проницаемости. Управление нагнетательными скважинами выполнялось по приемистости, при этом для адаптации пластовых давлений и динамики обводнения дополнительно задавались ограничения на забойные давления, за которые не могут выходить реально работающие скважины.
В процессе адаптации были проанализированы материалы исследований по контролю за разработкой. Из анализа материалов ПГИС следует, что вследствие негерметичностей колонны и забоя в нагнетательных скважинах имеет место уход закачиваемого агента вне объекта воздействия. Кроме того, источниками обводнения продукции в ряде скважин являются негерметичности колонны и забоя. Отмеченные выше факты учтены при адаптации скважин по закачке и добыче воды.
Расхождения в расчётном и фактическом дебите жидкости и нефти по верейскому объекту в конце прошлого века связаны с особенностями учёта добычи.
Адаптация фильтрационных моделей производилась за период с начала разработки по январь 2013 года по каждой скважине.
При моделировании верейского и башкирского объектов выполнялась адаптация динамики распределения температуры в пласте. Для этого были сопоставлены фактические замеры на скважинах с результатами, полученными в процессе расчёта. Гистограмма распределения отклонений представлена на рисунке 4.23.
Рисунок 4.23 – Гистограмма распределения отклонений расчётных температур от фактических замеров
Из диаграммы видно, что большая часть замеров соответствует рассчитанным в модели значениям. Каждое значительное отклонение расчётного значения от фактического замера анализировалось. Причины расхождений можно разделить на несколько групп.
Во-первых, это повышенные значения измеренной температуры пласта при отсутствии в районе скважины закачки теплоносителя. Так происходит с замерами по скв. 958, 978 (повторные замеры, проведённые через год, соответствуют расчётным значениям), 1238 и 997. Сюда же стоит отнести скважины, замеры в которых были сделаны при переводе их под нагнетание теплоносителя, когда накопленная закачка составляла считанные единицы кубометров теплоносителя и пласт в модели прогреться ещё не успел (возможно, это не замеры пластовой температуры, а замеры температуры теплоносителя). Таковы, например, замеры по скв. 808, 897 (в дальнейшем по этой скважине расхождений нет), 915 и 991.
Во-вторых, по многим случаям наблюдается отсутствие прогрева пласта в соседних (со скважиной, где имеется отклонение) скважинах, расположенных ближе к нагнетательным, чем скважина, в которой производился замер. Часто, по замерам пласт ещё несколько лет не прогревается и в скважине, расположенной между нагнетательной и "измеряемой" скважиной. Таковы замеры по скв. 560, 619, 621, 652, 829, 834, 838 и др.
В-третьих, имеются случаи пониженных значений измеренной температуры, которые объяснить трудно. Так, например, в скв. 452 температура, измеренная в 2000 году, составляет 28 градусов. Однако недалеко от данной скважины находится нагнетательная, которая к моменту замера закачала 400 тыс. м3 теплоносителя с температурой на забое 120-130 градусов, поэтому рассчитанное по модели значение на ту же дату составляет 42 градуса.
Имеются также замеры, сделанные в скором времени после окончания закачки и начала добычи, когда накопленная (после закачки теплоносителя) добыча по скважине составляет не более 100-200 м3 жидкости. В данном случае модель, зачастую, даёт несколько повышенные значения пластовой температуры, относительно фактически измеренных.
Результаты адаптации фильтрационных моделей представлены в таблицах 4.16-4.19 и на рисунках 4.24-4.38.
Таблица 4.16 – Результаты адаптации фильтрационной модели по верейскому объекту
Год |
Годовая добыча нефти |
Годовая добыча жидкости |
Годовая закачка |
||||||
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность,% |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
|
1984 |
0.9 |
0.7 |
29.4 |
1.7 |
1.7 |
-2.1 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1985 |
2.2 |
2.1 |
6.3 |
2.9 |
2.9 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1986 |
3.4 |
3.5 |
-2.5 |
3.7 |
3.8 |
-0.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1987 |
7.0 |
7.0 |
-0.4 |
8.6 |
8.7 |
-2.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1988 |
5.5 |
5.1 |
7.5 |
7.8 |
7.8 |
-0.3 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1989 |
4.3 |
3.8 |
12.1 |
6.7 |
6.7 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1990 |
3.8 |
3.4 |
14.6 |
6.4 |
6.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1991 |
4.7 |
4.4 |
5.4 |
7.9 |
7.9 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1992 |
5.0 |
4.2 |
19.2 |
8.7 |
8.7 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1993 |
4.3 |
4.2 |
1.2 |
7.0 |
7.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1994 |
5.3 |
4.7 |
11.7 |
7.8 |
7.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1995 |
6.5 |
5.5 |
18.3 |
10.0 |
10.0 |
-0.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1996 |
6.2 |
5.8 |
6.6 |
9.9 |
9.9 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1997 |
6.1 |
5.8 |
6.0 |
11.7 |
11.7 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1998 |
6.5 |
6.5 |
-0.7 |
13.8 |
13.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1999 |
4.2 |
4.1 |
1.9 |
10.7 |
10.7 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2000 |
5.8 |
5.2 |
12.7 |
14.2 |
14.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2001 |
5.8 |
5.4 |
7.4 |
13.4 |
14.0 |
-4.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2002 |
8.6 |
8.5 |
1.1 |
21.5 |
21.5 |
-0.3 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2003 |
33.5 |
31.4 |
6.6 |
50.6 |
50.9 |
-0.6 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2004 |
72.8 |
66.7 |
9.0 |
93.6 |
94.9 |
-1.3 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2005 |
89.3 |
85.6 |
4.4 |
132.1 |
134.3 |
-1.6 |
11.3 |
11.3 |
0.0 |
2006 |
65.4 |
56.3 |
16.1 |
103.1 |
103.5 |
-0.4 |
52.6 |
52.6 |
0.0 |
2007 |
59.3 |
57.5 |
3.1 |
98.9 |
99.5 |
-0.7 |
52.2 |
52.2 |
0.0 |
2008 |
56.2 |
63.1 |
-10.9 |
93.1 |
93.5 |
-0.4 |
48.1 |
48.3 |
-0.4 |
2009 |
96.5 |
99.9 |
-3.3 |
196.1 |
201.9 |
-2.9 |
193.5 |
195.9 |
-1.2 |
2010 |
106.4 |
109.8 |
-3.1 |
233.1 |
239.6 |
-2.7 |
248.5 |
250.7 |
-0.9 |
2011 |
118.6 |
125.7 |
-5.6 |
307.2 |
312.4 |
-1.6 |
343.5 |
347.0 |
-1.0 |
2012 |
121.2 |
127.2 |
-4.7 |
335.4 |
337.6 |
-0.6 |
473.3 |
488.2 |
-3.0 |
Таблица 4.17 – Результаты адаптации фильтрационной модели по башкирскому объекту
Год |
Годовая добыча нефти |
Годовая добыча жидкости |
Годовая закачка |
||||||
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность,% |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
|
1981 |
14.6 |
17.8 |
-18.2 |
17.4 |
19.1 |
-9.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1982 |
163.6 |
164.9 |
-0.8 |
222.6 |
229.1 |
-2.9 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1983 |
279.8 |
285.3 |
-1.9 |
406.8 |
411.4 |
-1.1 |
12.3 |
12.3 |
0.0 |
1984 |
413.6 |
463.0 |
-10.7 |
644.7 |
655.3 |
-1.6 |
111.9 |
111.9 |
0.0 |
1985 |
601.7 |
679.4 |
-11.4 |
921.9 |
931.1 |
-1.0 |
236.7 |
236.7 |
0.0 |
1986 |
631.2 |
731.7 |
-13.7 |
1020.4 |
1023.4 |
-0.3 |
262.0 |
262.0 |
0.0 |
1987 |
703.0 |
815.0 |
-13.7 |
1184.8 |
1191.2 |
-0.5 |
304.5 |
304.5 |
0.0 |
1988 |
810.0 |
935.6 |
-13.4 |
1422.5 |
1429.1 |
-0.5 |
809.9 |
823.9 |
-1.7 |
1989 |
887.3 |
981.0 |
-9.6 |
1606.9 |
1614.0 |
-0.4 |
1273.9 |
1280.7 |
-0.5 |
1990 |
1034.9 |
1087.5 |
-4.8 |
2043.8 |
2057.1 |
-0.6 |
1267.5 |
1267.5 |
0.0 |
1991 |
1057.1 |
1110.0 |
-4.8 |
2414.0 |
2422.7 |
-0.4 |
1469.2 |
1469.4 |
0.0 |
1992 |
1040.8 |
1099.3 |
-5.3 |
2654.3 |
2663.6 |
-0.4 |
1261.0 |
1262.3 |
-0.1 |
1993 |
1014.9 |
1045.4 |
-2.9 |
2920.8 |
2938.4 |
-0.6 |
1566.4 |
1567.2 |
-0.1 |
1994 |
1011.2 |
973.8 |
3.8 |
3139.7 |
3154.7 |
-0.5 |
1939.7 |
1946.6 |
-0.4 |
1995 |
946.5 |
895.7 |
5.7 |
3041.9 |
3055.0 |
-0.4 |
2533.4 |
2545.7 |
-0.5 |
1996 |
807.2 |
840.3 |
-3.9 |
2626.6 |
2629.6 |
-0.1 |
2123.4 |
2143.1 |
-0.9 |
1997 |
836.8 |
783.9 |
6.8 |
2995.2 |
3000.0 |
-0.2 |
2429.5 |
2464.3 |
-1.4 |
1998 |
712.3 |
726.9 |
-2.0 |
2700.0 |
2707.3 |
-0.3 |
1628.7 |
1638.3 |
-0.6 |
1999 |
632.0 |
680.7 |
-7.2 |
2591.9 |
2594.8 |
-0.1 |
2100.1 |
2123.0 |
-1.1 |
2000 |
594.4 |
663.5 |
-10.4 |
2703.0 |
2705.8 |
-0.1 |
1748.3 |
1750.0 |
-0.1 |
2001 |
598.9 |
615.4 |
-2.7 |
3014.2 |
3021.5 |
-0.2 |
1736.7 |
1736.7 |
0.0 |
2002 |
615.6 |
605.4 |
1.7 |
3428.4 |
3433.3 |
-0.1 |
1604.1 |
1604.1 |
0.0 |
2003 |
620.7 |
621.6 |
-0.1 |
3950.4 |
3958.6 |
-0.2 |
1829.5 |
1829.9 |
0.0 |
2004 |
757.7 |
636.2 |
19.1 |
5359.2 |
5382.5 |
-0.4 |
3930.6 |
3972.9 |
-1.1 |
2005 |
749.6 |
623.1 |
20.3 |
6814.6 |
6826.2 |
-0.2 |
3903.4 |
3932.9 |
-0.8 |
2006 |
719.7 |
631.6 |
14.0 |
7420.7 |
7434.5 |
-0.2 |
4365.8 |
4382.1 |
-0.4 |
2007 |
720.4 |
605.7 |
18.9 |
8266.9 |
8282.3 |
-0.2 |
4704.6 |
4760.8 |
-1.2 |
2008 |
585.9 |
581.7 |
0.7 |
8651.2 |
8660.7 |
-0.1 |
4699.8 |
4840.8 |
-2.9 |
2009 |
570.2 |
545.2 |
4.6 |
8540.6 |
8554.5 |
-0.2 |
4601.0 |
4678.3 |
-1.7 |
2010 |
586.4 |
576.3 |
1.8 |
9228.4 |
9249.3 |
-0.2 |
4757.9 |
4807.3 |
-1.0 |
2011 |
614.7 |
541.9 |
13.4 |
10077.0 |
10118.9 |
-0.4 |
5413.0 |
5491.5 |
-1.4 |
2012 |
566.3 |
516.8 |
9.6 |
10133.2 |
10146.9 |
-0.1 |
5308.8 |
5369.6 |
-1.1 |
Таблица 4.18 – Результаты адаптации фильтрационной модели по визейскому объекту
Год |
Годовая добыча нефти |
Годовая добыча жидкости |
Годовая закачка |
||||||
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность,% |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
|
1982 |
0.1 |
0.1 |
-19.4 |
0.1 |
0.1 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1983 |
2.5 |
2.8 |
-12.1 |
7.3 |
7.3 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1984 |
4.3 |
4.2 |
2.4 |
8.4 |
8.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1985 |
3.9 |
5.3 |
-25.8 |
7.8 |
7.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1986 |
1.6 |
2.2 |
-26.2 |
4.3 |
4.3 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1987 |
2.6 |
3.2 |
-19.7 |
5.8 |
5.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1988 |
4.0 |
4.0 |
1.0 |
9.8 |
9.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1989 |
2.3 |
2.6 |
-12.1 |
7.1 |
7.1 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1990 |
2.0 |
2.4 |
-14.7 |
6.8 |
6.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1991 |
1.1 |
1.3 |
-18.1 |
6.7 |
6.7 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1992 |
5.0 |
5.9 |
-14.1 |
12.3 |
12.3 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1993 |
14.0 |
16.2 |
-13.7 |
24.7 |
24.7 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1994 |
24.0 |
21.7 |
10.5 |
41.4 |
41.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1995 |
50.9 |
42.5 |
19.8 |
72.4 |
72.4 |
-0.1 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1996 |
58.3 |
48.4 |
20.4 |
82.5 |
82.5 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1997 |
47.0 |
39.4 |
19.1 |
73.9 |
73.9 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1998 |
45.3 |
38.4 |
18.0 |
75.4 |
75.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
1999 |
48.0 |
41.5 |
15.7 |
74.4 |
74.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2000 |
41.4 |
36.3 |
14.1 |
67.4 |
67.6 |
-0.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2001 |
64.6 |
59.2 |
9.0 |
105.6 |
105.6 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2002 |
62.1 |
57.3 |
8.4 |
120.2 |
120.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2003 |
62.5 |
61.6 |
1.6 |
129.8 |
129.8 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2004 |
67.2 |
65.2 |
3.1 |
175.0 |
175.1 |
-0.1 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2005 |
60.5 |
73.7 |
-17.9 |
158.4 |
158.4 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2006 |
69.2 |
71.9 |
-3.8 |
184.9 |
184.9 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2007 |
109.9 |
133.2 |
-17.5 |
238.2 |
238.8 |
-0.2 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
2008 |
108.3 |
115.6 |
-6.3 |
249.2 |
249.8 |
-0.3 |
30.3 |
31.0 |
-2.5 |
2009 |
104.3 |
112.3 |
-7.1 |
257.0 |
257.1 |
-0.1 |
54.5 |
55.4 |
-1.5 |
2010 |
86.6 |
92.1 |
-6.1 |
248.4 |
248.4 |
0.0 |
48.3 |
48.3 |
0.0 |
2011 |
73.8 |
86.1 |
-14.3 |
252.9 |
254.4 |
-0.6 |
32.7 |
32.7 |
0.0 |
2012 |
68.5 |
70.6 |
-2.9 |
295.4 |
296.2 |
-0.3 |
51.7 |
51.7 |
0.0 |
Таблица 4.19 – Результаты адаптации фильтрационной модели по турнейскому объекту
Год |
Годовая добыча нефти |
Годовая добыча жидкости |
Годовая закачка |
||||||
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность,% |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
модель, тыс. м3 |
факт, тыс. м3 |
погреш-ность, % |
|
2012 |
5.643 |
5.529 |
2.07 |
12.334 |
12.441 |
-0.857 |
0.0 |
0.0 |
0.0 |
|
|
|
|
Рисунок 4.24 – Сравнение расчетной и фактическойсреднесуточной добычи нефти по результатам адаптации модели верейского объекта |
Рисунок 4.25 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи нефти по результатам адаптации модели верейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.26 – Сравнение накопленных расчетных и фактических показателей добычи жидкости по результатам адаптацииодели верейского объекта |
Рисунок 4.27 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей закачки по результатам адаптации модели верейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.28 – Сравнение расчетной и фактическойобводнённости продукции по результатам адаптации модели верейского объекта |
Рисунок 4.29 – Кроссплот накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи нефти по скважинам по результатам адаптациимодели верейского объекта |
|
|
|
|
||
Рисунок 4.30 – Сравнение расчетной и фактическойсуточной добычи нефти порезультатам адаптации модели башкирского объекта |
Рисунок 4.31 – Сравнение накопленных расчетных и фактических показателей добычи нефти по результатам адаптации модели башкирского объекта |
||
|
|
||
Рисунок 4.32 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи жидкости по результатам адаптации модели башкирскогообъекта |
Рисунок 4.33 – Сравнение накопленных расчетных и фактических показателей закачки по результатам адаптации модели башкирскогообъекта |
||
|
|
|
|
Рисунок 4.34 –Сравнение расчетной и фактической обводнённости продукции по результатам адаптации модели башкирского объекта |
Рисунок 4.35 –Кроссплот накопленных расчетных и фактических показателей добычи нефти по скважинам по результатамадаптации модели башкирского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.36 – Сравнение расчетной и фактическойсреднесуточной добычи нефти по результатам адаптации модели визейского объекта |
Рисунок 4.37 – Сравнение накопленных расчетныхи фактических показателей добычи нефти по результатам адаптации моделивизейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.38 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателейдобычи жидкости по результатам адаптациимодели визейского объекта |
Рисунок 4.39 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей закачки по результатам адаптации модели визейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.40 – Сравнение расчетной ифактическойобводнённости продукции по результатам адаптации модели визейского объекта |
Рисунок 4.41 –Кроссплот накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи нефти по скважинам по результатам адаптации модели визейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.42 – Сравнение расчетной и фактическойсреднесуточной добычи нефти по результатам адаптации модели турнейского объекта |
Рисунок 4.43 – Сравнение накопленных расчетныхи фактических показателей добычи нефти порезультатам адаптации моделитурнейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.44 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателейдобычи жидкости по результатам адаптациимодели турнейского объекта |
Рисунок 4.45 – Сравнение расчетной ифактическойобводнённости продукции по результатам адаптации модели турнейского объекта |
|
|
|
|
|
|
Рисунок 4.46 –Кроссплот накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи нефти по скважинам по результатам адаптации модели турнейского объекта |
|
|
|
Результаты адаптации фильтрационных моделей на 01.01.2013 представлены в таблицах4.20–4.21.
Таблица 4.20 – Результаты адаптации фильтрационных моделей
Объект, сектор |
Добыча нефти, тыс. м3 |
Погрешность, % |
Добыча жидкости, тыс. м3 |
Погрешность, % |
||
факт |
расчет |
Факт |
расчет |
|||
Верейский |
913.4 |
915.5 |
0.24 |
1843 |
1817.4 |
-1.39 |
Башкирский |
22081.4 |
21898.8 |
-0.83 |
122501.9 |
122164.2 |
-0.28 |
Визейский |
1317.2 |
1295.8 |
-1.6 |
3007.5 |
3003.5 |
-0.1 |
Турнейский |
5.5 |
5.6 |
1.8 |
12.4 |
12.3 |
-0.8 |
Таблица 4.21 – Результаты адаптации фильтрационных моделей
Объект, сектор |
Обводненность, д.ед. |
Расхождение, % |
Закачка агента, тыс.м3 |
Погрешность, % |
||
факт |
расчет |
факт |
Расчет |
|||
Верейский |
60.6 |
61.3 |
0.1 |
1446.2 |
1423.05 |
-1.6 |
Башкирский |
95 |
94.7 |
-0.3 |
70616.4 |
69933.5 |
-0.98 |
Визейский |
73.7 |
75.9 |
3.0 |
219.2 |
217.5 |
-0.7 |
Турнейский |
81 |
72.9 |
-10.7 |
- |
- |
- |
Полученные результаты адаптации фильтрационных моделей позволяют сделать вывод, что построенные фильтрационные модели адекватно отражают процессы, происходящие в залежах нефти, и могут быть использованы для анализа текущего состояния и прогнозирования процесса разработки.