Новые подходы к упрощению интегрированных моделей

Об авторах:

Падин Егор Александрович, аспирант кафедры алгебры и математической логики Тюменского государственного университета
Юшков Антон Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет; главный менеджер, Тюменский нефтяной научный центр; ayyushkov@tnnc.rosneft.ru; ORCID: 0000-0002-6160-0689

Аннотация:

На текущий момент в направлении моделирования разработки нефте­газовых месторождений наблюдается тенденция к переходу от моделей отдельных элементов системы добычи к комплексным интегрированным моделям промыслов добычи углеводородов. Особенно актуально применение таких моделей для корректного прогнозирования и управления добычей углеводородов на газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях, где параметры наземной инфраструктуры определяют динамику добычи не меньше, чем скважины и продуктивные пласты. Сложность интегрированных моделей связана с трудоемкостью их создания и высокими требованиями к вычислительным и временным ресурсам, необходимым для разработки и сопровождения моделей. В данной статье предложены подходы, позволяющие повысить оперативность выполнения расчетов интегрированных моделей и при этом сохранить качество прогнозирования, что способствует увеличению ценности моделирования и детальности проработки проектных решений. Авторами выполнено исследование четырех конфигураций интегрированных моделей. В первую очередь представлены особенности работы детальной интегрированной модели, а затем описаны методы упрощения как модели пласта, так и сети сбора. Для каждой модели приведены ключевые характеристики, а также алгоритмы расчета. На примере газового месторождения выполнен численный эксперимент с использованием всех рассмотренных конфигураций, проведено сопоставление основных технологических показателей разработки, которое дало схожие результаты по всем конфигурациям. На основе проведенной работы сделан вывод о возможности применения подобных упрощенных интегрированных моделей для выполнения оперативных (и в том числе многовариантных) расчетов в дополнение к детальным интегрированным моделям.

Список литературы:

Архипов Ю. А., Русанов А. С., Орехов Е. Н., Садыков Т. И., Меркушин П. В., Кадников А. В., Смирнов Е. И., Стрекалов А. В., Князев С. М. 2022. Оперативное прогнозирование показателей разработки газовых залежей на основе интегрированного прокси-моделирования // Нефтяное хозяйство. № 1 (1179). С. 74–76. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-74-76

Баталов Д. А., Юсупов Р. Ю., Зыков М. А., Зипир В. Г., Гонтарев Д. П., Кукушкин В., Байгузов Р., Крайнова Е., Кривокорытова М., Харьковский А. 2018. Пример применения интегрированного моделирования в Западной Сибири // Ежегодная Каспийская техническая конференция и выставка SPE (31 октября — 2 ноября 2018 г., Астана, Казахстан). Доклад SPE-192578-RU.

Бахтий Н., Демин А., Тупицын М. 2020. Автоматизированное создание и применение моделей материального баланса для прогнозирования добычи в системе интегрированного управления разработкой месторождения // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (26–29 октября 2020 г., виртуальная). Доклад SPE-201958-RU.

Бикбулатов С. М., Воробьев Д. С., Смирнов А. Ю., Мукминов И. Р., Ромашкин С. В. 2015. Совершенствование методологии оптимизации режимов работы скважин на основе интегрированного моделирования // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (26–28 октября 2015 г., Москва, Россия). Доклад SPE-176581-RU.

Вознюк А., Гатауллин Т., Поушев А. 2018. Эволюция интегрированных моделей от упрощенного представления до комплексных моделей «пласт — скважина — наземные сети сбора» на разных стадиях освоения газоконденсатных месторождений // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (15–17 октября 2018 г., Москва, Россия). Доклад SPE-191744-18RPTC-RU.

Игнатьев А., Бикбулатов С., Мукминов И., Ромашкин С., Бучинский С., Викулова Е. 2013. Особенности построения интегрированной модели разработки и эксплуатации двух газоконденсатных пластов Уренгойского ГКМ // Конференция и выставка SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (15–17 октября 2013 г., Москва, Россия). Доклад SPE-166892-RU.

Кармазин М. С., Юшков А. Ю., Бучинский С. В. 2015. Оптимизация добычи газа на морских месторождениях на основе интегрированной модели // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». № 3 (40). С. 50–52.

Костюченко С. В., Кудряшов С. В., Воробьев П. В. 2003. Интегрированные модели для проектирования согласованных систем добычи и сбора нефти (часть 1) // Нефтяное хозяйство. № 11. С. 100–103.

Кузеванов М. А., Глумов Д. Н., Бучинский С. В. 2016. Интегрированная модель системы пласт — скважина — система сбора — система подготовки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». № 42. С. 25–27.

Скворцов Д. О., Глумов Д. Н. 2014. Оптимизация добычи конденсата с использованием ПО МЕРО в связке Eclipse-Network // Российская техническая нефтегазовая выставка и конференция SPE по разведке и добыче (14–16 октября 2014 г., Москва, Россия). Доклад SPE-171261-RU.

Степанчук А., Амангалиев Б. 2018. Опыт применения интегрированного моделирования гигантского нефтяного месторождения, Казахстан // Ежегодная Каспийская техническая конференция и выставка SPE (31 октября — 2 ноября 2018 г., Астана, Казахстан). Доклад SPE-192537-RU.

Харитонов А. Н., Архипов Ю. А., Давлетов К. М., Скоробогач М. А., Юмшанов В. Н., Дунаев А. В., Глазунов В. Ю. 2010. Результаты внедрения интегрированной модели Ямсовейского нефтегазоконденсатного месторождения (сеноман) // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 1. С. 38–52.

Язьков А. В., Кудрин П. А. 2016. Интегрированный подход к освоению месторождений группы компаний ПАО «НОВАТЭК» на разных стадиях реализации // Газовая промышленность. № 12 (746). С. 30-42.

Datta-Gupta A., King M. J. 2007. Streamline Simulation: Theory and Practice. Richardson: Society of Petroleum Engineers. 404 p.

He Q., Mohaghegh Sh. D., Liu Zh. 2016. Reservoir simulation using Smart Proxy in SACROC Unit — Case study // SPE Eastern Regional Meeting (13–15 September 2016, Canton, Ohio, USA). Paper SPE-184069-MS. https://doi.org/10.2118/184069-MS

Kritsadativud P., Jafarpour B., Ekkawong P. 2015. Fast production optimization with decline curve analysis under facility constraints: A field case study // SPE Western Regional Meeting (27–30 April 2015, Garden Grove, California, USA). Paper SPE-174039-MS. https://doi.org/10.2118/174039-MS

Li H., Durlofsky L. J. 2016. Upscaling for compositional reservoir simulation // SPE Journal. Vol. 21. No. 3. Pp. 873–887. https://doi.org/10.2118/173212-PA

Nnamdi D. 2020. Conceptual reservoir development and short-term forecasting using material balance based integrated asset models and neural network proxy models // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition (11–13 August 2020, virtual). Paper SPE-203682-MS. https://doi.org/10.2118/203682-MS

Xie J., Yang Ch., Gupta N., King M. J., Datta-Gupta A. 2015. Depth of investigation and depletion in unconventional reservoirs with fast-marching methods // SPE Journal. Vol. 20. No. 4. Pp. 831–841. https://doi.org/10.2118/154532-PA

Yang Ch., He J., Onishi T., Du S., Wang Zh., Guan X., Chen J., Wen X.-h. 2022. A physics-based proxy for surface and subsurface coupled simulation models // SPE Journal. Vol. 27. No. 4. Pp. 1962–1972. https://doi.org/10.2118/204004-PA