Основные принципы адаптации моделей на историю разработки. History matching

Адаптацией называется процесс настройки гидродинамической модели таким образом, чтобы она могла с определенной точностью воспроизводить исторический период разработки месторождения.

из РЕГЛАМЕНТ ПО СОЗДАНИЮ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РД 153-39.0-047-00:

Если рассматриваемое месторождение уже эксплуатировалось в течение некоторого времени, то первым шагом моделирования должно стать воспроизведение существующей истории разработки. В ходе этого процесса добыча из месторождения моделируется на основании существующей геологической модели. Фильтрационная модель корректируется итеративным способом до тех пор, пока она не окажется в состоянии воспроизвести фактическое распределение давления и многофазное течение флюидов.

По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка оценивается достоверность выходных параметров и уточняются:

1- параметры внешней области;

2. - геологическая модель и запасы нефти и газа;

3. - проницаемость и гидропроводность пласта;

4. - функции модифицированных относительных фазовых проницаемостей;

5. - функции адсорбции, десорбции.

На основе уточненной фильтрационной модели уточняется первоначально принятая геологическая модель.

В ходе воспроизведения истории может быть уточнена важная информация о наличии непроницаемых барьеров в пласте. Например, может оказаться, что совпадение результатов моделирования и фактических данных достигается лишь при наличии перетоков через плоскость разлома, считавшуюся ранее непроницаемой. В свою очередь это может свидетельствовать о дополнительных запасах нефти на изначально не принимавшихся во внимание участках месторождения.

В процессе повторения истории разработки возможно использование как специальных адаптационных программ по решению обратных задач фильтрации, уточняющих ФЕС пласта в отдельных элементах, так и использование основной модели с уточнением функций относительных фазовых проницаемостей по отдельным областям и элементам. По результатам уточнения должны быть сделаны изменения в базе данных. В процессе адаптации важно использовать максимум всей имеющейся информации.

В этом разделе необходимо:

1- привести графики и таблицы невязок расчетных и фактических показателей разработки по пласту в целом и по отдельным скважинам;

2- объяснить причины несовпадения тех или иных показателей разработки в целом по пласту и по скважинам;

3- привести поля распределения насыщенности нефтью, газом и водой, поля распределения удельных запасов нефти по объекту в целом (при необходимости по гидродинамическим слоям) на начальный момент времени и на дату составления модели.

Основной целью адаптации является совершенствование гидродинамической модели для максимального приближения ее к факту, чтобы проводить на ней максимально достоверные прогнозные расчеты.

(дополнение):

):

По большому счёту адаптация заключается в подгонке параметров пласта до тех пор, пока расчётные данные не совпадут с фактическими. При этом History Matching (адаптация) ведётся по следующим параметрам:

· Пластовое давление

o По зонам

o По пласту вцелом

o И по зонам, и по пласту

· Дебиты

o По жидкости

o По нефти

o По воде

o Накопленные дебиты

· Характер роста обводнённости

· Забойное давление

Обычно на практике допускают расхождение дебитов в 5-10%, но этого удается достигнуть не всегда в силу, например, следующих причин:

· Некорректные замеры

· Неверные исходные данные

· Заколонные перетоки

12. Расчёты на ПДГТМ вариантов разработки, методов увеличения нефтеотдачи и геолого-технических мероприятий

Многовариантность прогнозных расчетов зависит от выбираемой системы разработки и расстановки скважин и от граничных условий работы скважин в симуляторах, ограничений и условий выхода скважины из работы.

В настройках расчета могут быть указаны наибольшее и наименьшее допустимое забойное давление на скважине.

Добывающие скважины моделируются на прогноз с помощью граничного условия, то есть задания для них объема отбираемой жидкости и газа, которые он сможет отбирать пока давление на забое не просядет до минимального, либо задание давления на забое или устье, то есть скважина будет отбирать именно столько, сколько сможет при поддержания заданного давления. Условиями прекращения работы скважины могут быть минимальный дебит нефти (газа), максимальная обводненность при достижении которых скважина отключается или переводится в следующий заданный прогнозный режим. При контроле за работой скважины возможны многочисленные режимы и методы управления, позволяющие эффективно выбирать оптимальные варианты добычи. Например, можно …

задать количество шагов работы на заданном режиме, после которого скважина останавливается или переходит на другой режим. Если мы моделируем скважину проектного фонда и задаем ограничение по минимальному давлению на забое (часто берут давление насыщения), и как условие выхода из режима ставим контроль по минимальому дебиту нефти и (или) максимальной обводненности;

после обводнения скважина переводится на следующий режим- закачку либо мы могли как доп.условие выхода кол-во временных шагов расчета, которые скважина отработает на добычу перед переводом в ППД. Часто вместе с граничным условием дается ограничение, то есть дополнительное граничное условие, например, выставляем на прогноз максимальный возможный дебит жидкости и ставим ограничение по давлению (скважина будет отбирать заданный объем жидкости, но не сможет опустить давление ниже заданного, если достигнет заданного давления, то просто уменьшит отбор без остановки самой скважины). Ограничением еще могут служить дебит по одной из трех фаз, например, если отбираем больше воды, чем положено то просто уменьшаем отбор без остановки скважины, при этом не достигаем условия выхода с режима по обводненности.

Нагнетательные скважины моделируются таким же образом, как и добывающие, только граничное условие по закачиваемой воде есть приемистость скважины, а по давлению граничное условие - максимально допустимое на забое (устье). В качестве основных условий выхода из режима можно задавать обводненность добывающих скважин в определенном радиусе от нагнетательной или какой-то конкретной скважины либо количество шагов на режиме (так моделируют циклическую закачку: нагнетание-остановка-нагнетание-остановка...). Часто при моделировании проектного фонда устанавливают граничное условие по давлению (обычно начальное пластовое давление) и ограничение по закачке либо наоборот граничное условие по закачке и ограничение по давлению.
При моделирование новых боковых стволов действующего фонда прогнозный режим добычи или закачки ориентируются на соседние скважины.

Основные ГТМ, направленные на довыработку запасов, являются ГРП, дострел/перестрел, изоляция, зарезка бокового ствола.

ГРП – может быть рекомендован после схлапывания старой трещины ГРП или резкого падения дебита жидкости на скважине. ГРП может моделироваться как скин-фактор, множитель продуктивности скважины, множитель проницаемости пласта в области скважины, в ячейках в которых предположительно пройдет трещина. Некоторые симуляторы позволяют моделировать трещины ГРП.

Дострел – мероприятие, направленное на вовлечение в разработку ранее не перфорированных толщин. Может применяться при увеличении обводненности или резком падении дебита жидкости.

Перестрел – мероприятие, направленное на повторное вскрытие слабо продуктивных интервалов ствола скважины. Может быть рекомендован, когда есть данные ПГИ указывающие на плохую работу интервала. Для составления корректного прогноза по перестрелу, нужно на историческом периоде «зажать» слабо работающий интервал перфорации (например, скин-фактором или множителем продуктивности), а на прогнозе «разжать» (изолировать старый и заменить на новый интервал перфорации или сменить множитель продуктивности).

Изоляция – мероприятие, направленное на изоляцию интервалов перфорации (чаще всего обводненных). Рекомендуется при наличии данных ПГИ о высоко обводненных интервалах перфорации. Применяют для устранения прорывов воды и газа на забой. Моделируется отключением перфорации.

ЗБС (зарезка бокового ствола) – мероприятие направленное на доизвлечение запасов не охваченных выработкой. Моделируется созданием новой скважины в районе довыработки запасов с горизонтальным или наклоно-направленным окончанием ствола. При моделировании на прогноз указывают граничное условие как среднюю добычу жидкости или суммы трех фаз по ближайшим горизонтальным или наклоно-направленным скважинам (зависит от выбранного типа БС) или по забойному давлению (часто давление насыщения) и отключают основной ствол скважины на прогнозе.

13. Дополнительные опции ГД симуляторов (локальные измельчения сетки, области потоков, линии тока, GI-опция, многосегментные скважины, модели двойных сред)

Довольно часто гидродинамики сталкиваются с тем, что при моделировании созданный инкремент сетки в некоторых областях слишком велик (например, необходимо задать локальные трещины в пласте с повышенными проницаемостями), то в таком случае прибегают к локальному измельчению сеточной области.

Локальное измельчение сетки позволяет повысить ее разрешение вблизи скважин. Локальное измельчение можно применять для двумерных и трехмерных моделей в радиальных и декартовых координатах. Число слоев локальной модели может быть большим, чем в глобальной модели. Проводимости между локальной и глобальной моделями вычисляются ECLIPSE автоматически. Свойства ячеек в локально измельченной сетке могут наследоваться от общей сетки или задаваться явным образом для каждой измельченной ячейки.

В тНавигаторе это делается при помощи ключевого слова LGR в секции RUNSPEC. Далее в секции GRID при помощи слова CARFIN вводятся данные измельчённой сетки, задаётся ячейка или бокс ячеек, определяемый координатами в глобальном боксе. Затем, ключевым словом ENDFIN закрывается ввод данных.

В Темпесте измельчение происходит аналогично, только при помощи других ключевых слов: LGRD и в секции GRID. Имя измельчения используется в ключевом слове REFI и при размещении скважин в локальной сетке.
Примечание:
Чтобы поместить в LGR скважину, используйте аргумент LGR подключевого слова
LOCA ключевого слова WELL.
По умолчанию, ячейки локальной сетки наследуют параметры материнской
ячейки. Однако значения параметров локальной сетки можно изменять, задавая
ключевые слова REFI и ENDR.
Локальное измельчение сетки нельзя использовать в моделях, использующих
укрупнение сетки (см. ключевые слова COAR и CXGR).

Так же ГД симмуляторы позволяют визуализировать линии тока к скважинам. Визуализация линий тока позволяет проанализировать, откуда к скважине приходит жидкость. Или куда уходит (в случае нагнетательной). Линии тока - линии движения частицы. Некая осевая линия (трубка тока), которая позволяет пронаблюдать за траекторией движения частицы в одномерном описании. Есть симмуляторы, в которх линии тока лишь инструмент визуализации, а есть те, которые считают именно через линии тока.

Т.е. 1) на каждом временном шаге считается насыщенность близ трубки тока.

2) Насыщенность переносится в ячейку.

3) В ячейке восстанавливается поле давлений

Под двойной средой подразумевается трещинноватый коллектор, в котором наблюдается повышенная проницаемость, благодаря системе трещин. Наиболее распространённый способ задания трещинной проводимости - это увеличение проницаемости в пластах, в которых доказана трещинноватость. Или же построение на этапе геологического моделирования коллектора с высокой проницаемостью и малой пористостью.

Области потоков (flux-регионы). Используются для "кускования" залежи и возможности запуска на расчёт отдельных областей. Т.к. скважин на месторождении часто бывает много, то данная опция позволяет ускорить процесс адаптации.