Метод оперативного подбора скважин-кандидатов на перевод под нагнетание на основе модели материального баланса CRMP

Об авторе:

Бекман Александр Дмитриевич, кандидат физико-математических наук, главный инженер проекта, ООО «РН – Геология Исследования Разработка», Тюмень, Россия adbekman@rn-gir.rosneft.ru, https://orcid.org/0000-0002-5907-523X

Аннотация:

Выбор скважин-кандидатов для перевода под нагнетание, а также выбор подходящего момента для перевода конкретной скважины являются актуальными задачами анализа состояния разработки месторождений нефти и газа. Решение подобных задач с помощью традиционно используемых 3D гидродинамических моделей (ГДМ) не представляет теоретической сложности, однако на практике может потребовать неприемлемо долгих расчетов. Для оперативного решения многих задач анализа состояния разработки в настоящее время применяются разного рода прокси-модели, но методы их использования для вышеупомянутой задачи в достаточной мере не проработаны. В частности, сложность применения таких моделей для выбора скважин-кандидатов для перевода под нагнетание связана с отсутствием оценок для коэффициентов взаимовлияния новой нагнетательной скважины с добывающими и, как следствие, невозможностью оценки прогнозных дебитов нефти. В настоящей статье предложен метод оценки таких коэффициентов, позволяющий рассчитывать прогноз дебитов нефти с помощью известной емкостно-резистивной модели (CRMP). Приведены результаты численных экспериментов по оценке эффективности нового метода путем сопоставления прогнозов по дебитам нефти, полученных с помощью синтетической ГДМ и CRMP.

Список литературы:

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

Афанаскин И. В., Крыганов П. В., Глушаков А. А., Ялов П. В. 2020. Использование CRM-моделей интерференции скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств пласта по данным разработки // Успехи кибернетики. Том 1. № 1. С. 17-27. https://doi.org/10.51790/2712-9942-2020-1-1-3

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

Бекман А. Д. 2025. Метод прогнозирования дебитов нефти скважин подгазовых зон с помощью CRM-моделей // Информационные технологии и вычислительные системы. № 1. С. 106–115.

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., Ручкин А. А. 2024. Метод оценки взаимовлияния скважин подгазовой зоны на основе модели материального баланса CRM // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 10. № 1(37). С. 155–173. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2024-10-1-155-173

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

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. EDN CTHJSE.

Зеленин Д. В., Степанов С. В., Бекман А. Д., Ручкин А. А. 2019. Исследование механизмов учета взаимовлияния скважин при использовании различных методов математического моделирования // Нефтепромысловое дело. № 12(612). С. 39–45. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-12(612)-39-45

Лебедев В. И., Мусакаев Э. Н., Мусакаев Н. Г., Родионов С. П. 2023. Интегрированная модель «пласт–скважина» на основе D-CRMP // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. № 6. С. 35–46. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2023-6-11-35-46

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., Бекман А. Д., Ручкин А. А. Поспелова Т. А. 2021. Сопровождение разработки нефтяных месторождений с использованием моделей CRM. Тюмень: ИПЦ «Экспресс». 300 с.

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

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.

Шевцов Н. О. 2023. Модификация модели материального баланса CRM для решения задач оптимизации разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. № 11(659). С. 20–27. https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-11(659)-20-27

Шевцов Н. О., Степанов С. В. 2024. Исследование связи коэффициентов взаимовлияния скважин в модели CRM с полем проводимости в рамках иерархического подхода к моделированию // Нефтепромысловое дело. № 7 (667). С. 20–25.

Шевцов Н. О., Степанов С. В., Поспелова Т. А. 2020. Исследование прогностической способности численной и аналитической моделей на примере оценки взаимовлияния скважин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том. 6. № 3(23). С. 131–142. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-3-131-142

Bahrami P., Sahari Moghaddam F., James L. A. 2022. A Review of proxy modeling highlighting applications for reservoir engineering // Energies. Vol. 15. No. 14. Article 5247. https://doi.org/10.3390/en15145247

Cao F. 2014. Development of a Two-Phase Flow Coupled Capacitance Resistance Model: Ph. D. Dissertation. Austin, TX: University of Texas.

de 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. No. 12. Article 3368. https://doi.org/10.3390/en11123368

Gentil P. H. 2005. The Use of Multilinear Regression Models in Patterned Waterfloods: Physical Meaning of the Regression Coefficients: M. S. Thesis. Austin, TX: University of Texas.

Gubanova A. E., Khabibullin B. A., Orlov D. M., Koroteev D. A. 2021. Modified CR-type material balance model for well production forecasts in case of well treatments // Society of Petroleum Engineers — SPE Russian Petroleum Technology Conference 2021. https://doi.org/10.2118/SPE-206511-MS

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

Sayarpour M., Zuluaga E., Kabir C. S., Lake L. W. 2009. The use of capacitance-resistance models for rapid estimation of waterflood performance and optimization // Journal of Petroleum Science and Engineering. Vol. 69. No. 3–4. Pp. 227–238. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.09.006

Yousef A. A., Gentil P. H., Jensen J. L., Lake L. W. 2006. A capacitance model to infer interwell connectivity from production- and injection-rate fluctuations // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Vol. 9. No. 6. Pp. 630–646. https://doi.org/10.2118/95322-PA