Улучшение качества картирования пластового давления за счет регуляризации задачи адаптации модели CRMP-TM

Об авторе:

Бекман Александр Дмитриевич, кандидат физико-математических наук, главный инженер проекта, Тюменский нефтяной научный центр; ORCID: 0000-0002-5907-523X, adbekman@rosneft.ru

Аннотация:

Для обеспечения возможности оперативного принятия решений в процессе разработки месторождений углеводородов эксперты всё чаще отказываются от медленных 3D гидро­динамических моделей в пользу более простых прокси-моделей. В частности, для решения такой важной задачи анализа разработки, как картирование пластовых давлений, ранее была предложена прокси-модель CRMP-TM. Данная прокси-модель позволяет на основе промысловых данных восстановить значения пластовых давлений по скважинам для каждого шага моделируемого временного интервала. Полученные значения могут быть использованы для картирования пластовых давлений. В настоящей статье приведены примеры ситуаций, в которых опубликованная ранее методика использования модели CRMP-TM неприменима. Предложена новая методика, позволяющая расширить применимость указанной модели на рассмотренные ситуации, а также уточнить получаемые оценки значений пластовых давлений для нагнетательных скважин. Представлены результаты численных экспериментов, подтверждающие, что при использовании новой уточненной модели точность оценок возрастает.

Список литературы:

1. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари. М.: Недра, 1982. 407 с.
2. Бекман А. Д. Использование расширенной CRMP-модели для картирования пластового давления / А. Д. Бекман, Д. В. Зеленин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021. Том 7. № 4 (28). С. 163-180. DOI: 10.21684/2411-7978-2021-7-4-163-180
3. Бекман А. Д. Новый алгоритм нахождения оптимального решения задачи определения коэффициентов взаимовлияния скважин в рамках модели CRM / А. Д. Бекман, С. В. Степанов, А. А. Ручкин, Д. В. Зеленин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 3. С. 164-185. DOI: 10.21684/2411-7978-2019-5-3-164-185
4. Косяков В. П. Методика моделирования разработки газового месторождения на основе иерархии математических моделей / В. П. Косяков, А. А. Губайдуллин, Д. Ю. Легостаев // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 3. С. 69-82. DOI: 10.21684/2411-7978-2019-5-3-69-82
5. Поспелова Т. А. Оптимизация системы заводнения на основе модели CRM / Т. А. Поспелова, Д. В. Зеленин, М. С. Жуков, А. Д. Бекман, А. А. Ручкин // Нефтепромысловое дело. 2020. № 7 (619). С. 5-10.
   DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-5-10
6. Поспелова Т. А. Применение CRM модели для анализа эффективности системы заводнения / Т. А. Поспелова, Д. В. Зеленин, А. А. Ручкин, А. Д. Бекман // Нефтяная провинция. 2020. № 1 (21). С. 97-108. DOI: 10.25689/NP.2020.1.97-108
7. Степанов С. В. Адаптация гидродинамической модели нефтяной залежи на основе решения вариационных задач / С. В. Степанов // Математическое моделирование. 2005. Том 17. № 12. С. 110-118.
8. Holanda R. W. A state-of-the-art literature review on capacitance resistance models for reservoir characterization and performance forecasting / R. W. Holanda, E. Gildin, J. L. Jensen, L. W. Lake, C. S. Kabir // Energies. 2018. Vol. 11. No. 12. Art. 3368. DOI: 10.3390/en11123368
9. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models
   to Water/CO2 Floods: Ph. D. diss. / M. Sayarpour. Austin: University of Texas, 2008.