 |
|
Этапы построения фильтрационной модели
При создании фильтрационной модели должны быть выполнены следующие действия:
· Создать сетку модели и схему выделения слоев.
· Определить свойства пласта.
· Определить свойства пластовых флюидов.
· Задать начальные условия, например, контакты флюидов и начальные давления.
· Расположить скважины и смоделировать перфорации.
· Задать дебиты по истории разработки и ограничения добычи для прогноза.
· Провести расчеты.
· Проанализировать результаты.
Рассмотрим последовательно действия по созданию модели.
3.5.1. Создание сетки и схемы выделения слоев
При построении сетки на моделируемом объекте следует руководствоваться следующими принципами:
1. Обеспечить учет всех крупномасштабных деталей строения пласта (неоднородность, слоистость, выклинивания, сбросы). Дается обоснование количества и принципа выделения слоев, исходя из представлений о неоднородности объекта по разрезу.
2. Для обеспечения точности расчетов, между скважинами рекомендуется размещать не менее трех - пяти ячеек сетки фильтрационной модели. Данная рекомендация основывается на опыте моделирования реальных объектов.
3. Обоснование оптимальных размеров расчетных блоков рекомендуется проводить с помощью анализа чувствительности модели к ее размерности. Окончательное количество ячеек модели определяется из условия достижения сходности результатов расчетов при измельчении разностной сетки.
4. Желательна ориентация сетки по направлению осей тренда проницаемости, чтобы ориентировать сетку по потокам.
В разделе приводится схема размещения скважин на разностной сетке с учетом расположения ВНК и ГНК.
3.5.2. Характеристика пласта
Каждой ячейке сетки фильтрационной модели должно быть присвоено значение параметра пласта:
· общей толщины,
· эффективной толщины,
· эффективной пористости,
· проницаемости: одно значение для изотропного коллектора и три (шесть) значения для анизотропного коллектора,
· насыщенности нефтью, водой и газом,
· абсолютной глубины кровли.
При совпадении сеток геологической и фильтрационной модели ввод данных выполняется непосредственно из геологической модели.
Если сетки моделей не совпадают, создание и наполнение фильтрационной сетки осуществляется программными средствами преобразования геологической модели с использованием методов осреднения и расчета эффективных параметров. Основной задачей осреднения (up-scaling) является получение эффективных характеристик, соответствующих масштабу ячейки фильтрационной модели.
При определении проницаемости и пористости по керну и по геофизическим исследованиям скважин характерный масштаб осреднения определяется сантиметрами. Для получения по этим данным эффективных характеристик, соответствующих масштабам расчетных ячеек фильтрационной модели, которые составляют обычно десятки и сотни метров, используются статистические методы.
При этом для получения эффективных характеристик объемных параметров (толщины, пористости) могут быть использованы их среднеарифметические (средневзвешенные) значения. Для осреднения проницаемости, которая имеет направленный (тензорный) характер, должны использоваться их среднегармонические значения, определяемые как суммы гидропроводностей по данному направлению. Для решения этой задачи разработаны различные модели и методы. Среди них в последние годы получила распространение техника осреднения - upscalling.
В разделе описываются использованные методы определения эффективных параметров и приводятся значения параметров для ячеек сетки.
3.5.3. Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления
Приводятся табличные и графические зависимости относительных фaзовых проницаемостей и капиллярных давлений от насыщенности. Для определения капиллярных давлений и кривых относительных фазовых проницаемостей должен проводиться специальный анализ кернов. Обязательно упомянуть количество и условия проведения опытов и организации, где проводились лабораторные исследования.
3.5.3.1. Относительные фазовые проницаемости.
В фильтрационных программах относительные фазовые проницаемости для каждой фазы задаются в виде таблиц или вычисляются по формулам. В таблицах или формулах должны быть определены критические точки: насыщенности, при которых начинает двигаться вода, газ и при которой перестает двигаться нефть.
Особое внимание должно быть уделено обоснованию принятых для расчетов модифицированных функций фазовых проницаемостей. С учетом промысловых данных должны быть получены расчетным путем модифицированные фазовые проницаемости, учитывающие неоднородность объекта. На разрабатываемых месторождениях необходимо определять модифицированные фазовые проницаемости непосредственно на объекте по известной динамике добычи нефти, воды и газа из участков, разрабатываемых в первую очередь
Относительные фазовые проницаемости могут быть различны для разных зон объекта. Могут быть заданы и одинаковые относительные фазовые проницаемости, отличающиеся только критическими точками насыщенности и критическими точками на кривых фазовых проницаемостей. Последний подход известен как масштабирование (scaling) относительных фазовых проницаемостей и требует помимо ввода в компьютер таблиц фазовых проницаемостей еще и ввода массивов критических точек.
3.5.3.2. Функции капиллярного давления.
При численном моделировании капиллярное давление задается как функция насыщенности смачивающего флюида и ее направления (пропитка - вытеснение). С увеличением насыщенности смачивающей фазы скачок капиллярного давления уменьшается. Заданному значению насыщенности соответствуют два значения капиллярного давления, величина которых зависит от способа замещения смачивающей фазой. Это явление называется капиллярным гистерезисом. Для трехфазного течения капиллярное давление нефть-вода является функцией водонасыщенности, капиллярное давление нефть-газ - функцией газонасыщенности.
Функции определяются экспериментально. Описание этих функций в виде формул затруднительно, поэтому в фильтрационной модели они задаются в виде таблиц. Существует теоретическая зависимость, связывающая капиллярное давление и относительные фазовые проницаемости, описываемая функцией Леверетта.
3.5.4. Свойства флюидов
Приводятся табличные и графические зависимости физико-химических свойств флюидов. При изотермической фильтрации должны быть заданы зависимости вязкости, объемного коэффициента, растворимости как функция давления для каждого из флюидов при пластовой температуре.
В виде таблиц или формул вводятся зависимости параметров от давления:
· вязкость нефти, объемный коэффициент нефти, растворимость газа в нефти и нефти в газе в зависимости от давления при давлении выше и ниже давления насыщения;
· вязкость воды, объемный коэффициент воды и растворимость газа в воде в зависимости от давления;
· вязкость газа и объемный коэффициент газа в зависимости от давления;
· сжимаемость породы в зависимости от давления.
· плотность нефти, газа и воды в стандартных условиях.
При неизотермической фильтрации, кроме того, задаются зависимости этих параметров от температуры. Эти зависимости достаточно трудно описать в виде формул, поэтому в большинстве гидрогазодинамических программ ввод осуществляется в виде таблиц отдельно для каждого из флюидов.
3.5.5. Начальные условия
Задание начальных условий в пласте означает задание распределения давлений и насыщенностей по ячейкам на нулевой момент времени, соответствующий статическому равновесию, при котором скорости фаз равны нулю и давление является функцией глубины благодаря действию капиллярно-гравитационных сил.
Начальные условия могут быть заданы как известные значения в каждой ячейке сетки, так и могут быть рассчитаны с учетом гидростатического равновесия. В разделе описывается способ задания начальных условий, и приводятся необходимые исходные данные.
3.5.6. Задание условий на границах расчетной области.
Дается описание условий на границах моделируемого объекта с учетом выделения отдельных участков.
Моделирование процессов разработки конкретного объекта выполняется при задании условий на скважинах и границах объекта. Возможны следующие условия на границах:
· отсутствие перетоков;
· заданные перетоки;
· заданные давления.
Задание условий на границах замкнутых залежей не вызывает вопросов. В случае моделирования отдельных участков большого нефтяного месторождения, имеющих, как правило, сообщаемость с объектом в целом, возникают трудности. В большинстве случаев приходится выполнять приближенное моделирование залежи в целом, чтобы определить условия на границе интересующего участка во времени, и затем использовать их для подробного моделирования выделенного участка.
3.5.7. Моделирование пластовой водонапорной системы
При построении гидродинамической модели объекта определяется объем, активность и степень взаимодействия с залежью законтурной области.
Учет влияния водоносных горизонтов осуществляется аналитическим или численным моделированием.
При аналитическом моделировании выполняется расчет влияния водоносного пласта. Затем вычисленный поток воды учитывается в качестве источника питания для ячейки, имеющей сообщаемость с водоносным горизонтом. Наибольшее распространение получили формулы постоянного (Steady-State), переменного (POT) водоносного горизонта и формулы Фетковича или Картера-Трейси.
При численном моделировании пластовой водонапорной системы сетка модели распространяется за пределы контура нефтеносности.
Размер законтурной области модели является предметом исследования, так как обычно неизвестен радиус депрессионной воронки. Размер законтурной области и ее характеристики уточняются при воспроизведении динамики пластового давления по истории разработки.
3.5.8. Моделирование скважин
Качество решения поставленной проблемы в большей степени определяется правильностью задания информации о скважинах. Для ввода исходных данных о скважинах в разделе должна присутствовать следующая информация:
1. Координаты скважины на сетке. В случае многопластовой залежи, наклонной или горизонтальной скважины количество координат определяется числом вскрытых ячеек.
2. Номер скважины и принадлежность к группе по критериям управления.
3. Коэффициент эксплуатации.
4. Коэффициент продуктивности.
5. Радиус скважины.
6. Скин-фактор.
7. Режим работы скважины на конкретные даты (достаточно задать часть данных):
· забойное давление;
· давление на устье;
· депрессия;
· дебит нефти;
· дебит воды;
· дебит жидкости;
· дебит газа.
В случаях, когда гидродинамические потери давления в стволе являются значительными, перечисленный набор исходных данных может оказаться недостаточным для использования программы фильтрации. Тогда необходимо применять подпрограммы для моделирования гидродинамических процессов в самой скважине.
3.5.8.1. Задание условий на скважинах по истории разработки.
При повторении истории разработки в качестве входных данных по каждой скважине на конкретные даты задаются замеры дебита одной из фаз, дебит жидкости (вода + нефть) или давление из системы данных о добыче, источником которых являются промысловые данные (фонд скважин, вскрытие пластов, месячные эксплуатационные рапорты по скважинам, забойные давления и коэффициенты продуктивности).
Исходные материалы нередко содержат недостоверную информацию. Занесение такой информации, настройка по ней фильтрационной модели или проверка правильности геологической модели недопустимы. Следовательно, поэтому до начала построения модели объекта необходимо тщательно выверить промысловую информацию, используя непосредственно «шахматки» промысла (если они сохранились). Анализ разработки и входных данных по скважинам являются ответственным этапом создания модели пластовой системы.
3.5.8.2. Задание ограничений и управлений работой скважин для прогноза.
Скважина может работать в одном из перечисленных выше режимов (п.3.5.8. п.7), выбранного в качестве управляющего воздействия. На другие режимы в этом случае могут быть наложены ограничения. Для дебитов фаз устанавливается допустимый верхний предел добычи. Для давления устанавливается нижний предел в добывающих и верхний предел в нагнетательных скважинах. Способ управления на скважине автоматически меняется при достижении одного из пределов. Таких переходов в программах предусматривается большое количество.
Предусматривается ряд дополнительных ограничений на работу скважин:
· обводненность;
· водонефтяной фактор;
· газонефтяной фактор;
· нижний предел дебита нефти или газа;
· минимальное пластовое давление;
· максимальное пластовое давление.
При достижении одного из ограничений скважина будет автоматически закрыта. В некоторых программах такое управление выполнятся в отношении отдельных прослоев и организовано по группам скважин. Скважины, закрытые по достижении ограничения, могут быть включены вновь, если предел больше не нарушается. Закрытие скважины может быть осуществлено полностью или с учетом перетока по стволу скважины, расположенному в связанных слоях.
Автоматическое сокращение дебитов выполняется по достижению верхнего предела, например, максимальной добычи со скважины или группы скважин, при снижении давления в пласте ниже допустимого значения.
Для нагнетательных скважин в некоторых моделях предусматривается ее отключение, если в заданном радиусе все добывающие скважины закрыты.
Автоматическое закрытие скважин «на ремонт» предусматривается по достижению: указанного времени, экономического предела (например, дебита).
Моделирование автоматически прекращается, если все добывающие скважины отключены или заданный срок моделирования закончен. Контроль за разработкой осуществляется в фильтрационных программах автоматически. Проведенные или рекомендованные геолого-технологические мероприятия фиксируются в соответствующих выходных файлах.