RU2709047C1 - Способ адаптации гидродинамической модели продуктивного пласта нефтегазоконденсатного месторождения с учетом неопределенности геологического строения - Google Patents

Info

Publication number

RU2709047C1

RU2709047C1 RU2019100279A RU2019100279A RU2709047C1 RU 2709047 C1 RU2709047 C1 RU 2709047C1 RU 2019100279 A RU2019100279 A RU 2019100279A RU 2019100279 A RU2019100279 A RU 2019100279A RU 2709047 C1 RU2709047 C1 RU 2709047C1

Authority

RU

Russia

Prior art keywords

development

geological

model

hydrodynamic

parameters

Prior art date

2019-01-09

Links

• Espacenet
• Global Dossier
• Discuss

• 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
• 230000006978 adaptation Effects 0.000 title claims abstract description 27
• 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 5
• 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 103
• 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 46
• 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 38
• 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 28
• 208000035126 Facies Diseases 0.000 claims abstract description 19
• 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 12
• 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 11
• 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
• 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 4
• 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 4
• 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 4
• 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 3
• 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
• 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 3
• 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 3
• 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
• 238000007726 management method Methods 0.000 claims 1
• 238000012360 testing method Methods 0.000 claims 1
• 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 5
• 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 4
• 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 3
• 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
• 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 2
• 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
• 239000004576 sand Substances 0.000 abstract 1
• 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
• 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
• 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 11
• 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 10
• 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
• 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
• 230000008859 change Effects 0.000 description 4
• 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
• 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
• 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
• 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
• 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
• 238000011160 research Methods 0.000 description 3
• 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
• 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
• 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
• VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
• 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
• 241001048293 Isopaches Species 0.000 description 1
• 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
• 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
• 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
• 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
• 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
• 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
• 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
• 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
• 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
• 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
• 238000001303 quality assessment method Methods 0.000 description 1
• 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
• 230000004044 response Effects 0.000 description 1
• 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
• 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
• XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1

Description

Изобретение относится к области добычи природного газа, нефти и конденсата, а именно к процедуре адаптации гидродинамических моделей для корректного прогноза технологических показателей разработки месторождений.

При построении гидродинамических моделей с историей разработки возникают отклонения расчетных показателей разработки от фактических показателей, наблюдаемых на месторождении. Применение математических моделей, не соответствующих фактическим показателям разработки недопустимо, поскольку ведет к принятию неверных технических решений при проектировании разработки и обустройстве месторождения.

Известен способ адаптации фильтрационных потоков к фактическим показателям разработки [Красовский А.В., Свентский С.Ю., Лысов А.О., Атеполихин В.В. «Комплексное геолого-технологическое моделирование крупного газового месторождения на примере Заполярного НГКМ» - сборник докладов XVII науч. - практ. конф. ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развития газовой промышленности», 2014, С. 101-103]

Способ включает введение коэффициентов множителей порового объема или коэффициента проницаемости в определенных областях месторождения для снижения погрешности расчета показателей разработки на гидродинамической модели.

Существенным недостатком данного способа является то, что при его реализации не учитывают геологические особенности месторождения и в процессе адаптации могут возникнуть зоны месторождения с аномальными значениями пористости и проницаемости, которые будут выходить за границы максимальных и минимальных значений, полученных при петрофизических и геофизических исследованиях скважин и пластов.

Известен способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, в котором результаты гидродинамических исследований скважин используют для построения геологических и гидродинамических моделей (Патент RU №2479714).

Способ включает определение по результатам гидродинамических исследований скважин, вскрывающих пласт, осредненных по разрезу значений текущей фазовой проницаемости, пересчет текущей фазовой проницаемости на первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды с учетом термобарических условий в пласте и информации об относительных фазовых проницаемостях для каждой исследованной скважины, расчет зависимости изменения первоначальной проницаемости по разрезу с учетом результатов геофизических исследований в открытом стволе и профилей притоков пластовых флюидов, их корреляцию и построение трехмерного распределения проницаемости.

Представленный способ позволяет строить трехмерное распределение коэффициента проницаемости по данным гидродинамических исследований скважин.

Существенным недостатком указанного способа является то, что он не позволяет уточнить большинство геологических параметров, влияющих на фильтрацию нефти и газа в пласте. Также представленный способ не может использоваться для определения коэффициента проницаемости в межскважинном пространстве.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ построения геологической и гидродинамической модели (Патент RU №2475646).

Суть известного способа заключается в том, что для построения геологической и гидродинамической моделей производят определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), минералого-петрографический анализ осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики.

Существенным недостатком известного способа является то, что он не позволяет уточнять показатели разработки и выявлять геологические особенности строения месторождений, для месторождения с историей разработки, по которым показатели разработки, рассчитанные по гидродинамической модели, существенно отклоняются от фактических показателей разработки.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является минимизация погрешности расчета технологических показателей разработки месторождения с применением гидродинамических моделей за счет снижения неопределенности геологического строения месторождения и оперативного реагирования на отклонение расчетных показателей разработки от фактических.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение точности определения сроков и объема ввода производственных мощностей, снижение затрат на топливный газ дожимных компрессорных станций и химические реагенты, используемые при добыче и промысловой обработке скважинной продукции за счет точного прогноза динамики пластового давления и состава добываемого флюида; повышение конечного коэффициента извлечения УВС за счет корректного распределения добычи углеводородного сырья по скважинам и площадям месторождения.

Указанная задача решается, а технический результат достигается тем, что проводят геофизические исследования скважин и петрофизические исследования кернового материала. Собирают информацию обо всех гидродинамических исследованиях скважин. Собирают данные обо всех показателях разработки и всех работах, проводимых на скважинах за всю историю разработки. Рассчитывают погрешности определения коэффициентов песчанистости, пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости, эффективных нефтегазонасыщенных толщин, распределения фаций по скважинам.

Производят построение геологической модели месторождения. Построение геологической модели включает в себя этапы создания:

1) структурной модели;

2) литологической модели;

3) фациальной модели;

4) модели флюидальных контактов;

5) трехмерного распределения коэффициента песчанистости;

6) трехмерного распределения коэффициента пористости;

7) трехмерного распределения коэффициента насыщения;

8) трехмерного распределения коэффициента проницаемости.

Выбирают алгоритм построения геологической модели, обеспечивающий возможность производить многовариантное геологическое моделирование и другие математические операции, позволяющие оценить максимальное, минимальное и наиболее вероятное значение геологических параметров для каждой области трехмерного пространства месторождения с учетом погрешности определения геологических параметров по скважинным данным и с учетом погрешностей математического моделирования в межскважинном пространстве. Соотношение между минимальными и максимальными значениями и наиболее вероятными значениями геологических параметров в области трехмерного пространства будет сильно различаться в зависимости от степени удаленности точки пространства от фактических данных по скважинам. Вблизи скважин с выполненным комплексом ГИС неопределенность геологического строения будет, в первую очередь, обусловлена погрешностями определения исходных данных (ГИС, лабораторные исследования и т.д.). На удалении от скважин диапазон изменения геологических параметров будет больше, чем вблизи скважин, поскольку на погрешности определения параметров пластов в скважинах по комплексу петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований накладывается неопределенность интерполяции/экстраполяции значений геологических параметров в межскважинном пространстве.

В гидродинамический симулятор загружают наиболее вероятные пространственно-распределенные значения геологических параметров. Используют данные о свойствах горных пород и насыщающих их флюидов, а также данные об истории разработки месторождения, проводят гидродинамический расчет. Добавляют в гидродинамическую модель плановые объемы добычи и рассчитывают прогнозные показатели разработки.

Прогнозные расчеты показателей разработки загружают в базу данных АСУ ТП и/или ИУС. АСУ ТП и/или ИУС с заданным шагом дискретизации регистрирует информацию с датчиков, установленных на скважинах, с показаниями давлений, расходов и составов добываемых флюидов. Эти данные передаются в базу данных АСУ ТП и/или ИУС с помощью телеметрии. В базу данных АСУ ТП и/или ИУС также загружают предельно допустимые отклонения каждого показателя разработки для каждой скважины/группы скважин. Базовые значения погрешностей расчета показателей разработки приведены во «Временном регламенте оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, предоставляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС», принятом расширенным заседанием ЦКР Роснедр по УВС от 19.04.2012. При необходимости и соответствующем обосновании, в зависимости от решаемых производственных задач, связанных с проектированием разработки и обустройства месторождения, допускается установка более строгих ограничений на погрешности расчета показателей разработки исходя из требований нормативной документации, технологических и геологических особенностей месторождения. При определении допустимых отклонений также учитывают погрешность расчета фактических технологических показателей средствами телеметрии.

Параллельно с передачей данных телеметрии в базу данных, АСУ ТП и/или ИУС анализирует поступающие данные и определяет расхождение между расчетными и фактическими показателями разработки. При отклонении фактических значений параметров разработки от расчетных свыше предельно допустимого значения АСУ ТП и/или ИУС выдает оператору сообщение об ошибке и выгружает текущие и исторические данные о показателях разработки, которые передает по каналу связи для дальнейшей специальной обработки в программное обеспечение геологического и гидродинамического моделирования.

Используя эти данные, определяют чувствительность ключевых показателей разработки к геологическим параметрам. Составляют стратегию адаптации гидродинамической модели, в которой описано, какие показатели разработки какими геологическими параметрами будут адаптированы. По результатам геологического и гидродинамического моделирования определяют показатели разработки, характеризующиеся максимальной погрешностью расчета, а также максимальным влиянием на планирование разработки. Исходя из выбранных показателей разработки, выбирают геологические параметры для адаптации. Геологические параметры выбирают на основании данных о чувствительности показателя разработки к конкретному геологическому параметру и по степени неопределенности его расчета.

После каждой итерации производят сравнение рассчитанного значения показателя разработки с фактическим показателем, определяют погрешность его расчета и делают заключение о достижении требуемой погрешности расчета. При достижении требуемой погрешности расчета адаптацию заканчивают. Если требуемая погрешность не достигнута, производят модификацию следующего геологического параметра. Алгоритм адаптации гидродинамической модели представлен на фиг. 1.

Модификацию геологических параметров производят с использованием следующих трехмерных распределений:

1) погрешность показателя разработки;

2) минимально возможное значение геологического параметра;

3) максимально возможное значение геологического параметра;

4) наиболее вероятное значение геологического параметра.

Трехмерное распределение погрешности показателя разработки получают интерполяцией невязки показателя разработки, с высокой степенью дискретизации, определенной по работающему интервалу продуктивного пласта в скважинах. Для этого замеренные фактические показатели разработки интерполируют: пересчитывают по физическим формулам на глубину работающего интервала каждой из скважин и определяют значение показателя по всему интервалу продуктивного пласта/объекта разработки с шагом дискретизации, превышающим размерность геологической сетки. Рассчитывают невязку показателя разработки по работающему интервалу продуктивного пласта/объекта разработки в скважинах с высокой степенью дискретизации по формуле:

ΔT(MD)=Т_замер(MD)-Т_расчет(MD),

где ΔТ(MD) - невязка показателя разработки по работающему интервалу продуктивного пласта в скважине;

Т_замер(MD) - замеренное значение показателя разработки по работающему интервалу продуктивного пласта в скважине;

Т_расчет(MD) - рассчитанное по гидродинамической модели значение показателя разработки по работающему интервалу продуктивного пласта в скважине;

MD - глубина вдоль ствола скважины.

Затем по скважинным данным строят трехмерное распределение невязки показателя разработки. Трехмерное распределение невязки, построенное таким образом, учитывает не только изменение невязки по площади залежи, но и по разрезу. Это важно для многопластовых залежей и залежей с большим этажом нефтегазоносности.

Трехмерное распределение максимального и минимального значения каждого из геологических параметров получают при анализе геологической модели. Данные параметры получают, например, при помощи многовариантного моделирования. Полученные в результате многовариантного моделирования ансамбли геологических параметров анализируют и определяют допустимые диапазоны варьирования геологических параметров для каждой области трехмерного пространства месторождения. Таким образом, максимальные и минимальные значения геологических параметров будут определены отдельно для каждой области залежи и будут учитывать особенности геологического строения и геологической изученности месторождения.

В зависимости от геологических особенностей месторождения все этапы построения геологической модели разделяют на «влияющие» на результат построения других этапов моделирования и «не влияющие».

Для «зависимых» геологических параметров невозможно заранее определить максимальное и минимальное значение геологического параметра. Расчет трехмерных распределений максимального и минимального значения геологических параметров будет зависеть от математической связи между «зависимым» и «влияющим» параметрами. Связь «зависимого» и «влияющего» параметров бывает двух видов:

1) зависимый геологический параметр пересчитывают напрямую из «влияющего» параметра (например, пересчет коэффициента проницаемости по петрофизической формуле (корреляции) из коэффициента пористости);

2) «влияющий» геологический параметр используют при построении трехмерного распределения «зависимого» геологического параметра (например, расчет коэффициента нефтегазонасыщенности с использованием коэффициента пористости).

В первом случае трехмерное распределение максимального и минимального значения «зависимого» геологического параметра определяют путем расчета из «влияющего» параметра, и поэтому минимальное и максимальное возможное значение параметра отсутствует. Такой «зависимый» параметр используют для адаптации при существовании нескольких формул зависимостей, в которых определяют минимальные и максимальные возможные значения «зависимого» параметра при одинаковых значениях «влияющего» параметра. Во втором случае трехмерное распределение максимального и минимального значения зависимого геологического параметра определяют после проведения адаптации «влияющего» геологического параметра.

Типовая схема построения геологической модели представлена на фиг. 2. В зависимости от степени изученности месторождения и геологических особенностей месторождения, представленная схема может варьироваться для различных месторождений, в том числе и на одном месторождении на различных этапах его разработки. В данной схеме приведены основные связи между геологическими параметрами, позволяющие раскрыть суть реализации способа.

На предварительном этапе адаптации гидродинамической модели осуществляют: построение геологической модели, определение минимальных, максимальных и наиболее вероятных значений каждого пространственно-распределенного геологического параметра, расчет гидродинамической модели с использованием наиболее вероятных значений геологических параметров, определение погрешности расчета адаптируемых показателей разработки.

На первом этапе адаптации гидродинамической модели производят корректировку карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин. Диапазон изменения эффективных нефтегазонасыщенных толщин зависит от структурного каркаса месторождения, глубин контактов флюидов и литологической модели месторождения. В зависимости от вклада каждого параметра в погрешность построения карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин при уточнении карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин в геологическую модель вносят соответствующие правки в структурную модель, модель насыщения и литологическую модель. В зависимости от условий построения геологической модели, контур залежи либо фиксируют, либо рассчитывают по результатам адаптации. При использовании фиксированного контура залежи, определяют линию изопахит, в границах которой производят уточнение карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин. При расчете уточненной карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин, соблюдают допустимый диапазон значений для каждой области месторождения. Расчет гидродинамической модели с каждым уточненным вариантом карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин требует перестроения всех геологических параметров, поскольку карта эффективных толщин влияет на все последующее геологическое моделирование. Для снижения влияния от изменения фациальной модели, коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности на первом этапе адаптации, сохраняют средние значения коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности по месторождению и по площади залежи, а также сохраняют наиболее вероятное распределение фаций по площади залежи.

На втором этапе проводят уточнение фациальной модели месторождения. При наличии на месторождении разделения коллекторов на фации определяют распределение фаций по объему коллектора. В соответствии с уточненной картой эффективных нефтегазонасыщенных толщин рассчитывают соотношение фаций по площади месторождения. После того, как рассчитана уточненная литологическая и структурная модели, оценивают граничные значения содержания каждой фации по площади месторождения. Вместе с новым распределением фаций перестраивают все трехмерные распределения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности с наиболее вероятными значениями, поскольку эти параметры варьируются от одной фации к другой. Настройку распределения фаций по площади месторождения реализуют, например, с использованием двумерных трендов распределения фации. Такое построение модели распространения фаций по объему месторождения позволяет гибко настраивать соотношение фаций по площади месторождения.

На третьем этапе адаптации проводят уточнение коэффициента песчанистости. Значение коэффициента песчанистости рассчитывают для каждой области месторождения исходя из наиболее вероятного значения и в диапазоне между минимальным и максимальным возможными значениями в конкретной области месторождения. Если построение трехмерного распределения коэффициента пористости или любого другого коэффициента, участвующего в расчете гидродинамической модели, зависит от коэффициента песчанистости, то проводят перестроение всех зависимых трехмерных распределений. Если коэффициент пористости и остальные параметры не зависят от коэффициента песчанистости, то уточнение коэффициента песчанистости проводят без изменения остальных геологических параметров.

На четвертом этапе производят расчет коэффициента пористости. Его расчет аналогичен расчету коэффициента песчанистости. Трехмерное распределение коэффициента нефтегазонасыщенности строят с учетом коэффициента пористости, поэтому проводят перестроение коэффициента нефтегазонасыщенности при каждой итерации расчета коэффициента пористости. Коэффициент проницаемости напрямую пересчитывают по корреляции с коэффициентом пористости, поэтому на каждой итерации пересчитывают трехмерное распределение проницаемости с учетом изменений пористости по объему залежи.

На пятом этапе проводят расчет трехмерного распределения коэффициента проницаемости. При этом учитывают то, что использование петрофизической зависимости лишает коэффициент проницаемости «гибкости» по отношению к коэффициенту пористости, поскольку для одного значения коэффициента пористости существует только одно возможное значение коэффициента проницаемости. При этом определяют погрешности расчета коэффициента проницаемости с этапа определения петрофизической формулы (корреляции). Допустимые минимальные и максимальные значения коэффициента проницаемости для одинаковых значений коэффициента пористости определяют по коэффициенту корреляции между коэффициентом пористости и коэффициентом проницаемости, определенным по керновым измерениям.

На шестом этапе проводят расчет коэффициента нефтегазонасыщенности. Методика расчета аналогична расчету коэффициента пористости и песчанистости.

Расчет модифицированных трехмерных распределений геологических параметров с использованием результатов расчета минимального и максимального значения геологического параметра, невязки показателя разработки при определении геологических параметров гидродинамической модели с наиболее вероятными их значениями, производят по формуле:

где Р - матрица пространственного распределения геологического параметра;

P_min - матрица пространственного распределения минимальных геологических параметров во всех реализациях геологической модели;

P_max - матрица пространственного распределения максимальных геологических параметров во всех реализациях геологической модели;

K₁ - матрица пространственного распределения коэффициента, учитывающего погрешность расчета пластового давления;

K₂ - матрица пространственного распределения коэффициента, учитывающего варьирование геологического параметра;

F - матрица пространственного распределения качественного параметра, погрешности расчета адаптируемого показателя разработки;

T_fact - матрица пространственного распределения фактического значения показателя разработки;

T_rasc - матрица пространственного распределения расчетного значения показателя разработки;

T_nev - матрица пространственного распределения невязки расчетного значения показателя разработки;

х - порядковый номер реализации геологической модели;

r - общее количество реализаций геологической модели;

v - порядковый номер геологической реализации модели с наиболее вероятным геологическим строением, определенным экспертным путем;

i - номер столбца трехмерной сетки геологической модели;

j - номер строки трехмерной сетки геологической модели;

k - номер слоя трехмерной сетки геологической модели;

m - общее количество столбцов трехмерной сетки геологической модели;

n - общее количество строк трехмерной сетки геологической модели;

р - общее количество слоев трехмерной сетки геологической модели;

p(x)_ijk - значение геологического параметра в ячейке геологической модели с координатами i;j;k, в реализации геологической модели номер х;

k_1ijk - значение коэффициента, учитывающего погрешность расчета пластового давления, в ячейке геологической модели с координатами i;j;k;

k_2ijk - значение коэффициента, учитывающего варьирование геологического параметра, в ячейке геологической модели с координатами

f_ijk - значение качественного параметра, погрешности расчета адаптируемого показателя разработки, в ячейке геологической модели с координатами i;j;k;

- значение фактического показателя разработки в ячейке геологической модели с координатами i;j;k;

- значение расчетного показателя разработки в ячейке геологической модели с координатами i;j;k;

- элемент матрицы T_delta;

- элемент матрицы T_delta с максимальным значением;

а - переменный адаптационный коэффициент;

b - переменный адаптационный коэффициент;

с - переменный адаптационный коэффициент;

d - переменный адаптационный коэффициент.

Коэффициент K₂ определяет величину отклонения геологического параметра от наиболее вероятного значения в абсолютном выражении. Коэффициент K₁ описывает закон определения доли коэффициента K₂, на которую будет изменяться наиболее вероятное значение геологического параметра. Параметр F равен отношению погрешности адаптируемого показателя разработки в области трехмерного пространства к максимальной погрешности показателя разработки по залежи. В зависимости от значения параметра F залежь делится на 3 области. В первой области коэффициент K₁ равен нулю, поэтому изменение базового геологического параметра не происходит. В данную область попадают участки месторождения с низкими погрешностями расчета гидродинамической модели. Во второй области коэффициент 0<K₁<1, в данной области происходит плавная модификация базового геологического параметра. В третьей области коэффициент K₁ равен 1. В данную область попадают участки залежи с максимальной погрешностью и поэтому значение модифицированного геологического параметра принимают равным минимальному/максимальному значению геологического параметра. В формуле (12) зависимость между коэффициентом K₁ и погрешностью показателя разработки линейная. При различных геологических условиях используют и другие виды зависимости, например, в формуле (14) представлена квадратичная зависимость:

В зависимости от условий конкретного месторождения, используют различные виды зависимости между коэффициентом K₁ и погрешностью показателя разработки: линейная, квадратичная, кубическая, логарифмическая и т.д.

Адаптацию гидродинамической модели производят подбором адаптационных коэффициентов а, b, с, d, для каждого геологического параметра. Влияние коэффициентов адаптации на геологические параметры показано в таблице 1:

Далее проводят серию расчетов гидродинамических моделей с различными адаптационными коэффициентами. Определяют значения адаптационных коэффициентов, при которых значения погрешности адаптируемого показателя разработки минимальны.

При достижении требуемой погрешности расчета адаптируемого показателя разработки, на гидродинамической модели рассчитывают уточненные прогнозные показатели разработки при плановых объемах добычи, которые загружают в базу данных АСУ ТП для дальнейшего контроля разработки месторождения.

Если же после процедуры адаптации гидродинамической модели погрешность расчета выходит за допустимые рамки, проводят дополнительные геофизические, петрофизические и гидродинамические исследования скважин. Для проведения исследований выбирают зоны с наиболее высоким расхождением расчетного и фактического показателей разработки месторождения. Выбирают геологический параметр для дополнительного исследования с учетом вероятностного диапазона изменения геологического параметра в конкретной области месторождения, а также с учетом влияния геологического параметра на адаптируемый показатель разработки.

После проведения дополнительных исследований, производят повторную процедуру адаптации гидродинамической модели с учетом новых базовых значений уточненных геологических параметров, а также с учетом нового диапазона вероятного значения геологического параметра.

Далее, при выполнении требований к точности расчета исторических показателей разработки на гидродинамической модели производят расчет прогнозных показателей разработки, которые загружают в АСУ ТП в качестве уточненных значений уставок для дальнейшего мониторинга разработки месторождения.

Применение данного способа позволяет повысить качество прогноза показателей разработки, месторождений нефти и газа с использованием гидродинамических моделей. В процессе адаптации гидродинамической модели происходит уточнение геологической модели и снижение неопределенностей геологических параметров по всему объему месторождения. Также заявленный способ позволяет увеличить точность подсчета запасов и расчета распределения запасов по площади месторождения. На основании уточненных данных о запасах УВС и прогнозах показателей разработки производят уточнение определения оптимального срока ввода необходимых производственных мощностей, прогноз объемов добычи флюидов, требуемых ГТМ и т.д.

Cited By (10)