Анализ исходных данных для построения ГД моделей (оценка качества, точности и достаточности данных)

Вопросы по курсу Гидродинамическое моделирование

1. Основные типы моделей пластов и их назначение (полные, секторные, прокси). Типы моделей в зависимости от состава УВ системы (модели: черной нефти, композиционные, термические)

Гидродинамическое моделирование это один из основных методов управления разработкой месторождения. Моделирование разработки нефтяных месторождений позволяет уточнить геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства нефтяного пласта при воспроизведении истории разработки. Одной из важнейших задач гидродинамического моделирования является прогнозирование технологических показателей разработки в средне- и долго-срочной перспективах, а также оптимизация систем разработки при различных методах воздействия на продуктивный пласт.

Полная модель пласта включает в себя всю информацию о ФЕС моделируемого объекта, все скважины действующего фонда, ликвированные скважины и промысловые данные добычи. Такая модель предназначена для долгосрочного прогнозирования сценариев разработки месторождения.

Секторная модель представляет собой модель отдельно взятой области полной модели, для которой запоминаются граничные условия на каждом временном шаге расчета. Граничными условиями могут быть давление и поток через боковые грани ячеек. Секторная модель хорошо применима для настройки на историю отдельно взятых скважин и прогнозированию эффекта ГТМ на одной скважине или кусте.

Прокси-модель – это математическая модель месторождения, которая позволяет регистрировать отклики показателей работы скважин, тенденции в работе месторождения и решать задачи оптимизации технологического процесса добычи нефти. Прокси-модель точно так же воспроизводит и позволяет прогнозировать показатели работы скважин, как и гидродинамическая модель, но в отличие от нее она не сопряжена с такой долей погрешности, так как основана на использовании первичной промысловой информации. Прокси модель базируется на принципах материального баланса и аналитических зависимостях. Такая модель используется, когда не хватает данных для построения полноценной 3D ГДМ.

Для гидродинамических симуляторов задаются одни и те же PVT-свойства УВС и пластовой воды в случае моделирования «Черной нефти» (Black Oil) и «Сухого газа» (Dry Gas). При моделировании черной нефти и сухого газа температура считается постоянной и равна начальной пластовой, поэтому все остальные свойства будут зависеть от давления.

Для нефти, газа и воды задаются плотность и динамическая вязкость в пластовых и поверхностных условиях либо их зависимости от давления. Для нефти, воды, газа и породы задаются коэффициенты сжимаемости, которые влияют на изменение объема флюидов и пор в зависимости от давления. Для нефти и воды задаются зависимости объемного коэффициента и газового фактора от давления, задается давление насыщения газом. В случае малого газового фактора или если попутный газ не учитывается при моделировании, то объемный коэффициент и газовый фактор могут задаваться как константа.

В случае моделирования газоконденсатных месторождений создается PVT модель (композиционное моделирование), в которой указываются все необходимые для моделирования фазового состояния и состояния смеси физико-химические свойства (ФХС), а именно компонентный состав, плотности, вязкости, критические параметры, молярные массы и температуры кипения. Основной целью PVT моделирования является создать модель флюида таким образом, чтобы она с определенной точностью повторяла свойства реального флюида при разных термобарических условиях. Основным из свойств такой модели является потенциальное содержание стабильного конденсата (потенциальное содержание С5+)

Термическая модель (из описания тепловой модели для tNavigator):

Модель которая описывает поведение УВС и пластовой воды с изменением температуры. Данная модель позволяет учесть такие процессы как теплообмен, фазовые переходы, химические реакции, растворение и горение. Термическая модель применима в случае закачки пара, смесей. Термическая модель используется для описания разработки тяжелых высоковязких нефтей.

2. Экспорт/импорт ГД моделей. Верификация и учёт новых данных

После построения геологической модели осуществляется процедура апскейлинга. Полученная сетка и ее свойства передаются в гидродинамическую модель, для которой создаются начальные условия (кубы давления и насыщенности). Модель дополняется физико-химическими свойствами флюидов в зависимости от выбранной модели флюидов. После чего модель дополняется скважинными данными, а именно сами скважины (их имена и координаты), траектории стволов скважины, информация об интервалах перфорации (их расположение, дата проведения и данные об их работе), информация о проведенных ГТМ (например ГРП) и промысловые данные добычи (накопленная добыча флюидов, замеры дебитов и забойных/устьевых давлений). После того как модель заполнена всеми данными производится настройка модели на историю разработки (адаптация модели или History maching). Хорошо настроенная модель служит инструментом для прогнозирования добычи. Настройка осуществляется за счет работы со скважинными данными (параметры перфорации и проводимых на скважинах ГТМ), исправление кривых ОФП и нежелательный инструмент это использование множителей проницаемости (но иногда он единственный инструмент, которым удается настроить модель).

Модель, настроенная на последнюю дату истории разработки, используется для построения карт плотности подвижных запасов нефти (карты ППЗН), подсчета остаточных подвижных запасов и уточнения геологической модели. Для этого результат моделирования (кубы сетки) загружаются в геологический симулятор, в котором возможно произвести все эти действия.

Новыми данными в гидродинамическом моделировании являются скважинные данные и геологическое строение объекта.

Геологическая модель месторождения уточняется, дополняется и перестраивается с получением новых данных бурения, РИГИС и интерпретации ГДИС. После уточнения геологической модели происходит обновление сетки и кубов модели гидродинамической.

Новыми скважинными данными являются промысловые данные добычи, новые свежепробуренные скважины, новые данные ПГИ о работе интервалов перфорации и данные о проведении ГТМ на скважинах. Данными по добычи или нагнетанию являются суточные дебиты добываемой продукции, обводненность этой продукции, суточная закачка вытесняющего агента забойные или устьевые давления на скважинах. С учетом этих данных пользователем обновляется история разработки в гидродинамической модели. Новые данные ПГИ о работе интервалов перфорации учитываются в параметрах перфорации скважины. Это делается для более адекватной и достоверной настройки месторождения на историю. С учетом новых данных по проведению ГТМ также производится донастройка гидродинамической модели на историю. Учетновых данных по ГТМ может быть учтен с помощью изменения параметров перфорации скважины или изменения ФЕС пласта в прискважинной области.

Актуализация модели всегда сопровождает ее пересчетом и донастройкой.

Таким образом обновление модели геологической и гидродинамической ведет к созданию постоянно действующей геолого-технической модели (ПДГТМ), которая обновляется каждый раз когда появляются новые данные. Подобный процесс создания и обновления ПДГТМ является итерационным (геология - гидродинамика -уточнение геологии - подсчет запасов и по новой).

Возможная проверка отбивок пластов, РИГИС, проверка геологии (насыщенности) по данным добычи.(нужна инфа и уточнение)

 

3. Создание расчётных сеток. Ремасштабирование. Методы и алгоритмы. Контроль результатов (QC) (нужна проверка)

Ремаштабирование или Upscaling - это процесс укрупнения ячеек модели и осреднения их свойств (несколько ячеек ГМ объединяются в одну ячейку ГДМ).

Вертикальное ремаштабирование сетки:

 

Ремасштабирование ФЕС – процесс переноса значений параметров с одной 3D сетки (ГМ) на другую (ФМ), имеющую отличную геометрию.

Основные методы осреднения (нужна проверка и дополнение)(а стоит ли писать эти формулы?):

1. Арифметическое (получение среднего арифметического)

2. Геометрическое

3. Гармоническое

4. Степенное

5. Арифметико-гармоническое

6. Гармонико-арифметическое

7. Взвешенное по параметру

8. Суммирование

9. Расчет тензора проницаемости (позволяет получить диагональный тензор проницаемости)

Ремаштабирование можно производить по зонам (пластам или слоям модели), то есть в каждой зоне ремаштабирование происходит индивидуально (где-то очень грубо, где-то почти не ремаштабируется). Для выделения таких зон можно использовать ГСР (геологи статистический разрез), для выделения боле-менее однородных и неоднородных зон.

Пористость усредняется, как средневзвешенная по объему:

Проницаемость усредняется в зависимости от направления течения через ячейки:

Течение вдоль напластования, проницаемость усредняется как средневзвешенная по толщине(горизонтальная проницаемость):

Проницаемость поперек напластования или в случае зональной неоднородности усредняется гармонически:

Насыщенности усредняются по поровому объему:

Контроль качества ремаштабирования осуществляется сравнением свойств ГДМ сетки и ГМ. Подобное сравнение можно произвести используя статистику кубов сетки:

(наверное картинки лучше взять из RMS или так сойдет?)

Основной параметр которому следует уделять внимание при контроле качества это сравнение порового объема и геологических запасов в модели.

Также сравнение кубов можно произвести с помощью гистограмм:

 

Анализ исходных данных для построения ГД моделей (оценка качества, точности и достаточности данных)

Исходные данные:

· Геологическия модель

o Количество слоёв

o Распределение флюидов по пласту

o Данные о положении ВНК, ГВК, ГНК, ЗЧВ

o ФЕС

· Данные лабораторных исследований

o Проницаемости абсолютные и ОФП

o Кривые капиллярного давления

o Данные о межфазном натяжении

o Сжимаемость породы и флюидов

o PVT-свойства флюидов и компонентный и фракционный составы

· Промысловые данные

o Фонд скважин

o Дебиты/приёмистости

o ГТМ

o Обводнённости продукции

o Газовый фактор

o Данные контроля за разработкой

§ Замеры пластового давления

§ ГДИС

§ Скин-факторы

§ Данные ГИС-контроля

Достаточность/Точность/Качество входных данных оценивается в соответствии с РД 153-39.0-047-00

5. Задание физико-химических и фильтрационных свойств УВ систем, учёт различия pvt-свойств и таблиц от насыщенностей по регионам модели

6. Система уравнений подземной гидродинамики. Замыкание системы уравнений фильтрации дополнительными соотношениями.

Выбор модели многофазного потока. Задание pvt-свойств флюидов в зависимости от типов пластовых УВ систем

Подозреваю, что это модель многофазового потока, но нужно уточнить и проверить:

Функциями от насыщенности являются ОФП и капиллярные давления.

Способ задания функций от насыщенности зависит от самого симулятора, например, ECLIPSE имеет возможность задавать ОФП по нефти как функцию нефтенасыщенности в случае двух и трех фазной фильтрации или как функцию водонасыщенности как при двух фазной фильтрации. Есть возможность задать ОФП нефти как функцию от водо- и газонасыщенности для трехфазной фильтрации или выбрать методику расчета применяемых в ECLIPSE для расчета ОФП нефти при трехфазном течении (их несколько: стандартная, модель Стоуна 1, модель Стоуна 2, метод IKU).

Для гидродинамических симуляторов задаются одни и те же PVT-свойства УВС и пластовой воды в случае моделирования «Черной нефти» (Black Oil) и «Сухого газа» (Dry Gas). При моделировании черной нефти и сухого газа температура считается постоянной и равна начальной пластовой, поэтому все остальные свойства будут зависеть от давления.

Для нефти, газа и воды задаются плотность и динамическая вязкость в пластовых и поверхностных условиях либо их зависимости от давления. Для нефти, воды, газа и породы задаются коэффициенты сжимаемости, которые влияют на изменение объема флюидов и пор в зависимости от давления. Для нефти и воды задаются зависимости объемного коэффициента и газового фактора от давления, задается давление насыщения газом. В случае малого газового фактора или если попутный газ не учитывается при моделировании, то объемный коэффициент и газовый фактор могут задаваться как константа.

В случае моделирования газоконденсатных месторождений создается PVT модель (композиционное моделирование), в которой указываются все необходимые для моделирования фазового состояния и состояния смеси физико-химические свойства (ФХС), а именно компонентный состав, плотности, вязкости, критические параметры, молярные массы и температуры кипения. Основной целью PVT моделирования является создать модель флюида таким образом, чтобы она с определенной точностью повторяла свойства реального флюида при разных термобарических условиях. Основным из свойств такой модели является потенциальное содержание стабильного конденсата (потенциальное содержание С5+)

Задание фазовых проницаемостей и функций капиллярного давления. J-функция Леверетта

Функциями от насыщенности являются ОФП и капиллярные давления.

Способ задания функций от насыщенности зависит от самого симулятора, например, ECLIPSE имеет возможность задавать ОФП по нефти как функцию нефтенасыщенности в случае двух и трех фазной фильтрации или как функцию водонасыщенности как при двух фазной фильтрации. Есть возможность задать ОФП нефти как функцию от водо- и газонасыщенности для трехфазной фильтрации или выбрать методику расчета применяемых в ECLIPSE для расчета ОФП нефти при трехфазном течении (их несколько: стандартная, модель Стоуна 1, модель Стоуна 2, метод IKU). В ECLIPSE способ задания функций насыщенности зависит от исходных данных. Например, мы имеем ОФП нефти от нефтенасыщенности, ОФП воды от водонасыщенности и ОФП газа от газонасыщенности, тогда ОФП нефти при фильтрации может быть рассчитана симулятором и капиллярные давления тоже; или мы имеем двухфазную фильтрацию ОФП воды и нефти и капиллярное давление от нефте- или газонасыщенности, такой случай задается в ECLIPSE всего одним ключевым словом. Капиллярное давление возникает только в переходной зоне и определяется как разность давлений фаз, например, контакт вода-нефть:

 

J-функция (функция Леверетта) – описывает зависимость капиллярного давления от водонасыщенности и имеет вид: (уравнение еще уточню)

 

 

 

 

Где J – функция Леверетта, Pc – капилярное давление в пластовых условиях, Kпр – коэф проницаемости, Кп – коэф пористости, y – сила поверхностного натяжения (Дж/м²), - угол смачивания,

 

 

 

(картинка для понимания вида функции зависимости Pc от Sw)