Метод оценки взаимовлияния скважин подгазовой зоны на основе модели материального баланса CRM

Об авторах:

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

Ручкин Александр Альфредович, кандидат технических наук, эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; eLibrary AuthorID, aaruchkin@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

Оптимизация режимов работы нагнетательного фонда является первостепенной задачей при проектировании разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Для подбора оптимальных приемис­тостей используются решения оптимизационной задачи на основе аналитической модели CRM. Модели CRM, базирующиеся на аналитическом решении уравнения материального баланса слабосжимаемых флюидов, за счет своей быстроты могут использоваться в качестве альтернативы гидродинамическим моделям при решении ряда задач сопровождения разработки нефтяных месторождений. Основная задача моделей CRM — определение коэффициентов взаимовлияния скважин, т. е. долей добытой жидкости за счет закачки от конкретной нагнетательной скважины. Указанные коэффициенты можно использовать для анализа заводнения и выработки решений по оптимизации заводнения.
В то же время в ряде случаев пластовые флюиды могут иметь высокое газосодержание, что является классическим ограничением модели CRM и приводит к занижению коэффициентов взаимовлияния при оценке эффективной закачки. В настоящей статье предложен подход к решению проблем искажения таких коэффициентов, и впервые в практике применения CRM-модель адаптирована для использования в случае высокого газового фактора продукции скважин, благодаря чему она имеет перспективы применения в подгазовых зонах. Это достигается учетом в уравнениях физических свойств газа и их поведения при пластовых условиях. Усложнение алгоритмов незначительно повлияло на скорость расчетов, но позволило выполнять настройку модели раздельно и совместно по жидкой и газовой фазам флюидов. Усовершенствованная таким образом классическая модель CRM позволила значительно расширить область применения оперативных инструментов анализа заводнения для оценки текущей ситуации.
Не менее сложной и актуальной является проблема прогноза добычи выделившегося из нефти газа в условиях упомянутых ранее подгазовых зон, поскольку это предполагает необходимость расчета будущего пластового давления. Решению этого вопроса авторы намерены посвятить следующую публикацию, учитывая предложенный в настоящей статье новый метод оценки пластового давления по модели CRM.

Список литературы:

Афанаскин И. В., Вольпин С. Г., Ялов П. В., Ефимова Н. П., Ломакина О. В., Штейнберг Ю. М., Миронов Д. Т. 2016. Усовершенствованный метод трубок тока Хиггинса — Лейтона для моделирования заводнения нефтяных месторождений // Вестник кибернетики. № 3 (23). С. 39–50.

Афанаскин И. В., Крыганов П. В., Глушаков А. А., Ялов П. В. 2020а. Использование CRM-­моделей интерференции скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств пласта по данным разработки // Успехи кибернетики. Том 1. № 1. С. 16–25. https://doi.org/10.51790/2712-9942-2020-1-1-3

Афанаскин И. В., Вольпин С. Г., Штейнберг Ю. М., Ломакина О. В., Солопов Д. В. 2020б. Применение CRM-моделей для мультискважинной деконволюции данных о забойных давлениях и дебитах // Нефтепромысловое дело. № 11 (623). С. 60–67. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-11(623)-60-67

Афанаскин И. В., Колеватов А. А., Глушаков А. А., Ялов П. В. 2023. Учет нелинейной деформации пустотного пространства в CRM-модели при анализе разработки газовой залежи на истощение // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 2 (374). С. 59–65. https://doi.org/10.33285/2413-5011-2023-2(374)-59-65

Байков И. В., Кашников О. Ю., Гатин Р. И., Ханов А. В., Данько М. Ю. 2021. Прогнозирование работы скважин баженовской свиты на основе модифицированной модели динамического материального баланса // PROнефть. Профессионально о нефти. Том 6. № 4. С. 106–115. https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-4-106-115

Бекман А. Д., Степанов С. В., Ручкин А. А., Зеленин Д. В. 2019. Новый алгоритм нахождения оптимального решения задачи определения коэффициентов взаимовлияния скважин в рамках модели CRM // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 5. № 3. С. 164–185. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2019-5-3-164-185

Бекман А. Д., Поспелова Т. А., Зеленин Д. В. 2020. Новый метод прогнозирования динамики обводненности скважин с использованием результатов CRMP-моделирования // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 6. № 1 (21). С. 192–207. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-1-192-207

Бекман А. Д. 2021. Новый метод разделения добычи и закачки в совместных скважинах с помощью модифицированной модели CRM // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 7. № 3 (27). С. 106–122. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-3-106-122

Бекман А. Д., Зеленин Д. В. 2021. Использование расширенной CRMP-модели для картирования пластового давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 7. № 4 (28). С. 163–180. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-163-180

Бекман А. Д. 2022. Учет геолого-технических мероприятий при моделировании разработки нефтяной залежи методом материального баланса // Математическое моделирование. Том 34. № 6. С. 22–36. https://doi.org/10.20948/mm-2022-06-02

Данько М. Ю., Бриллиант Л. С., Завьялов А. С. 2019. Применение метода динамического материального баланса и CRM-метода (capacitance-resistive models) к подсчету запасов Ачимовских и Баженовских коллекторов // Недропользование XXI век. № 4 (80). С. 76–85.

Поспелова Т. А., Зеленин Д. В., Жуков М. С., Бекман А. Д., Ручкин А. А. 2020. Оптимизация системы заводнения на основе модели CRM // Нефтепромысловое дело. № 7 (619). С. 5–10. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-7(619)-5-10

Степанов С. В., Степанов А. В., Елецкий С. В. 2013. Численно-аналитический подход к решению задачи оперативного прогнозирования работы нефтяной скважины в условиях образования газового конуса // Нефтепромысловое дело. № 2. С. 53–58.

Степанов С. В., Соколов С. В., Ручкин А. А., Степанов А. В., Князев А. В., Корытов А. В. 2018. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 4. № 3. С. 146–164. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164

Alghamdi A., Hiba M., Aly M., Awotunde A. 2021. A critical review of capacitance-resistance models // SPE Russian Petroleum Technology Conference (12–15 October 2021, virtual). Paper SPE-206555-MS. https://doi.org/10.2118/206555-MS

Belyakov A. A., Gulyaev D. N., Krichevskiy V. M., Nikonorova A. N., Iskibaev R. E. 2021. The efficiency of the novel technology reservoir pressure reconstruction without well shut-in and without production losses // SPE Russian Petroleum Technology Conference (12–15 October 2021, virtual). Paper SPE-206490-MS. https://doi.org/10.2118/206490-MS

Holanda R. W., Gildin E., Jensen J. L. 2015. Improved waterflood analysis using the capacitance-resistance model within a control systems framework // SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (18–20 November 2015, Quito, Ecuador). Paper SPE-177106-MS. https://doi.org/10.2118/177106-MS

Holanda R. W., Gildin E., Jensen J. L., Lake L. W., Kabir C. S. 2018. A state-of-the-art literature review on capacitance resistance models for reservoir characterization and performance forecasting // Energies. Vol. 11. Article 3368. https://doi.org/10.3390/en11123368

Mohaghegh Sh. D., Amini Sh., Gholami V., Gaskari R., Bromhal G. 2012. Grid-based surrogate reservoir modeling (SRM) for fast track analysis of numerical reservoir simulation models at the grid block level // SPE Western Regional Meeting (21–23 March 2012, Bakersfield, California, USA). Paper SPE-153844-MS. https://doi.org/10.2118/153844-MS

Sayarpour M. 2008. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO₂ Floods: Ph. D. diss. The University of Texas at Austin. 236 pp.