Основные типы моделей пластов и их назначение (полные, секторные, прокси). Типы моделей в зависимости от состава УВ системы (модели: черной нефти, композиционные, термические)

Вопросы по курсу Гидродинамическое моделирование

Гидродинамическое моделирование это один из основных методов управления разработкой месторождения. Моделирование разработки нефтяных месторождений позволяет уточнить геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства нефтяного пласта при воспроизведении истории разработки. Одной из важнейших задач гидродинамического моделирования является прогнозирование технологических показателей разработки в средне- и долгосрочной перспективах, а также оптимизация систем разработки при различных методах воздействия на продуктивный пласт.

Полная модель пласта включает в себя всю информацию о ФЕС моделируемого объекта, все скважины действующего фонда, ликвидированные скважины и промысловые данные добычи. Такая модель предназначена для долгосрочного прогнозирования сценариев разработки месторождения.

Секторная модель представляет собой модель отдельно взятой области полной модели, для которой запоминаются граничные условия на каждом временном шаге расчета. Граничными условиями могут быть давление и поток через боковые грани ячеек. Секторная модель хорошо применима для настройки на историю отдельно взятых скважин и прогнозированию эффекта ГТМ на одной скважине или кусте.

Прокси-модель – это математическая модель месторождения, которая позволяет регистрировать отклики показателей работы скважин, тенденции в работе месторождения и решать задачи оптимизации технологического процесса добычи нефти. Прокси-модель точно так же воспроизводит и позволяет прогнозировать показатели работы скважин, как и гидродинамическая модель, но в отличие от нее она не сопряжена с такой долей погрешности, так как основана на использовании первичной промысловой информации. Прокси модель базируется на принципах материального баланса и аналитических зависимостях. Такая модель используется, когда не хватает данных для построения полноценной 3D ГДМ.

Флюидальная модель– это математический алгоритм, описывающий фазовое поведение реальной углеводородной системы при различных термодинамических условиях.

Модель черной нефти (Black oil) – модель, описывающая поведение нефти и сухого газа при разработке. В модели черной нефти нефть и газ представлены как один псевдокомпонент, химический состав которого не изменяется. Модель подразумевает несмешиваемость компонент при их совместной фильтрации, и температура является константой и равна начальной пластовой. В модели учтена добыча попутного газа введением газового фактора. Данная модель наиболее применима т.к. требует меньше вычислительных мощностей. Модель применима для нефтяных, газонефтяных и газовых залежей. Основные свойства флюидов в данной модели могут задаваться константой или зависимостью от давления:

ü Изменение плотности нефти и газа

ü Изменение динамической вязкости нефти и газа

ü изменение объемного коэффициента нефти и газа;

ü изменение вязкости нефти и газа

ü изменение газосодержания нефти

ü изменение конденсатосодежания газа

Композиционная модель- модель учитывающая компонентно-фракционный состав добываемого флюида и его фазовое поведение при разработке. В данной модели указываются все необходимые для моделирования фазового состояния смеси физико-химические свойства (ФХС) компонент, компонентный состав, плотности, вязкости, критические параметры, молярные массы и температуры кипения. Фазовое состояние в данной модели рассчитывается с использованием уравнения состояния. После чего рассчитываются свойства газовой и жидкой фаз. В данной модели возможно смешивание компонент и растворение газа в нефти либо легкой нефти в газе. Температура в данной модели считается постоянной и равна начальной пластовой. Данная модель требует больших вычислительных мощностей, т.к. закон сохранения массы, используемый симулятором для фильтрационных, расчетов применяется к каждой компоненте. Модель применима для газоконденсатных, нефтегазоконденсатных залежей, залежей легкой нефти и жирного газа, то есть тех флюидов при добычи которых наблюдается интенсивный фазовый переход.

Термическая модель – это модель, которая описывает поведение УВС и пластовой воды с изменением температуры. Нефть, газ и вода в модели приняты как псевдокомпоненты, химический состав которых не изменяется. Данная модель позволяет учесть такие процессы как теплообмен, фазовые переходы, химические реакции, растворение и горение. Термическая модель применима в случае закачки пара, смесей. Термическая модель используется для описания разработки тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей.

Создание расчётных сеток. Ремасштабирование. Методы и алгоритмы. Контроль результатов (QC)

Ремаштабирование или Upscaling - это процесс укрупнения ячеек модели и осреднения их свойств (несколько ячеек ГМ объединяются в одну ячейку ГДМ).

Вертикальное ремаштабирование сетки:

Ремасштабирование ФЕС – процесс переноса значений параметров с одной 3D сетки (ГМ) на другую (ГДМ), имеющую отличную геометрию.

Основные методы осреднения:

1. Арифметическое (получение среднего арифметического)

2. Геометрическое

3. Гармоническое

4. Степенное

5. Арифметико-гармоническое???

6. Гармонико-арифметическое???

7. Взвешенное по параметру

8. Суммирование???

9. Расчет тензора проницаемости (позволяет получить диагональный тензор проницаемости)

Ремаштабирование можно производить по зонам (пластам или слоям модели), то есть в каждой зоне ремаштабирование происходит индивидуально (где-то очень грубо, где-то почти не ремаштабируется). Для выделения таких зон можно использовать ГСР (геологи статистический разрез), для выделения более-менее однородных и неоднородных зон.

Пористость усредняется, как средневзвешенная по объему:

Проницаемость усредняется в зависимости от направления течения через ячейки:

Течение вдоль напластования, проницаемость усредняется как средневзвешенная по толщине(горизонтальная проницаемость):

Проницаемость поперек напластования или в случае зональной неоднородности усредняется гармонически:

Насыщенности усредняются по поровому объему:

Контроль качества ремаштабирования осуществляется сравнением свойств ГДМ сетки и ГМ. Подобное сравнение можно произвести, используя статистику кубов сетки и сравнивая максимальное, минимальное и среднее значение параметра (пористость, проницаемость, насыщенность и т.д.):

Основной параметр, которому следует уделять внимание при контроле качества это сравнение порового объема и геологических запасов в модели.

Также сравнение кубов можно произвести с помощью гистограмм:

Задание физико-химических и фильтрационных свойств УВ систем

Способы заданий физико-химических и фильтрационных свойств зависит также от самого симулятора. В симуляторе ECLIPSE они задаются в разделе PVT, в Tempest – Fluid

Эта секция используется для определения свойств пластовых флюидов. Секция описания флюида начинается с ключевого слова FLUID. Для моделей blackoil используется опция BLACK, и опция EOS для композиционного моделирования. FLUI {BLAC EOS}

Ниже перечислены важные ключевые слова секции для blackoil.

Ключевое слово Описание

BASI Плотности флюидов в поверхностных условиях

TEMP Температура (F или C)

OPVT Таблица PVT свойств нефти

GPVT Таблица PVT свойств газа

Temperst использует значения температуры, чтобы привязать PVT таблицы к ячейкам. При заданном значении температуры для каждой фазы может быть задана только одна PVT таблица. PVT регионы могут быть заданы в секции GRID массивом PVTN. Сжимаемость и градиент вязкости нефти обычно могут быть получены из пятого и шестого столбцов таблицы OPVT. Альтернативным способом является использование последней пары значений в таблице OPVT, позволяющей определить свойства недонасыщенной нефти. Ключевое слово BASIC используется для задания плотности нефти в поверхностных условиях, молекулярной массы нефти, молекулярной массы газа или плотности газа. Обсуждение ключевых слов секции Fluid для композиционного флюида

Ниже перечислены важные слова секции для композиционного флюида.

Ключ. слово Описание

PROP Свойства компонентов, (напр.)молекулярный вес и критическая температура

INTE Коэфициент бинарного взаимодействия

VOLU Изменения объема

OMGA Значение OMEGA-A для уравнения состояния

OMGB Значение OMEGA-В для уравнения состояния

EQUA Выбор уравнения состояния

В режиме EOS MORE использует значения температуры для задания данных уравнения состояния для пласта и поверхностных условий. Данные INTE, OMGA и OMGB должны быть заданы для каждого значения температуры. Обсуждение ключевых слов секции Fluid для солвента

Когда используется опция solvent, свойства солвента должны быть заданы следующим образом:

Ключевое слово Описание

SOLVENT Поверхностная плотность солвента

SPVT Флюидные свойства солвента

OSPVT Флюидные свойства системы нефть-солвент

Свойства воды: Ключевое слово WATR используется для задания свойств воды для модели black oil и композиционного моделирования. Плотность воды рассматривается как линейная функция давления. Ключевое слово PVT

Выбор модели многофазного потока. Задание pvt-свойств флюидов в зависимости от типов пластовых УВ систем

Функциями от насыщенности являются ОФП и капиллярные давления.

Для гидродинамических симуляторов задаются одни и те же PVT-свойства УВС и пластовой воды в случае моделирования «Черной нефти» (Black Oil) и «Сухого газа» (Dry Gas). При моделировании черной нефти и сухого газа температура считается постоянной и равна начальной пластовой, поэтому все остальные свойства будут зависеть от давления.

Для нефти, газа и воды задаются плотность и динамическая вязкость в пластовых и поверхностных условиях либо их зависимости от давления. Для нефти, воды, газа и породы задаются коэффициенты сжимаемости, которые влияют на изменение объема флюидов и пор в зависимости от давления. Для нефти и воды задаются зависимости объемного коэффициента и газового фактора от давления, задается давление насыщения газом. В случае малого газового фактора или если попутный газ не учитывается при моделировании, то объемный коэффициент и газовый фактор могут задаваться как константа.

В случае моделирования газоконденсатных месторождений создается PVT модель (композиционное моделирование), в которой указываются все необходимые для моделирования фазового состояния и состояния смеси физико-химические свойства (ФХС), а именно компонентный состав, плотности, вязкости, критические параметры, молярные массы и температуры кипения. Основной целью PVT моделирования является создать модель флюида таким образом, чтобы она с определенной точностью повторяла свойства реального флюида при разных термобарических условиях. Основным из свойств такой модели является потенциальное содержание стабильного конденсата (потенциальное содержание С5+)

Задание фазовых проницаемостей и функций капиллярного давления. J-функция Леверетта

Функциями от насыщенности являются ОФП и капиллярные давления.

Способ задания функций от насыщенности зависит от самого симулятора, например, ECLIPSE имеет возможность задавать ОФП по нефти как функцию нефтенасыщенности в случае двух и трех фазной фильтрации или как функцию водонасыщенности как при двух фазной фильтрации. Есть возможность задать ОФП нефти как функцию от водо- и газонасыщенности для трехфазной фильтрации или выбрать методику расчета применяемых в ECLIPSE для расчета ОФП нефти при трехфазном течении (их несколько: стандартная, модель Стоуна 1, модель Стоуна 2, метод IKU). В ECLIPSE способ задания функций насыщенности зависит от исходных данных. Например, мы имеем ОФП нефти от нефтенасыщенности, ОФП воды от водонасыщенности и ОФП газа от газонасыщенности, тогда ОФП нефти при фильтрации может быть рассчитана симулятором и капиллярные давления тоже; или мы имеем двухфазную фильтрацию ОФП воды и нефти и капиллярное давление от нефте- или газонасыщенности, такой случай задается в ECLIPSE всего одним ключевым словом. Капиллярное давление возникает только в переходной зоне и определяется как разность давлений фаз, например, контакт вода-нефть:

J-функция (функция Леверетта) – описывает зависимость капиллярного давления от водонасыщенности и имеет вид: (уравнение еще уточню)

Где J – функция Леверетта, Pc – капилярное давление в пластовых условиях, Kпр – коэф проницаемости, Кп – коэф пористости, y – сила поверхностного натяжения (Дж/м²), - угол смачивания,

(картинка для понимания вида функции зависимости Pc от Sw)

Переходная зона

Выше нулевого уровня капиллярного давления начинается переходная зона, в которой появляется нефть. Переходная зона –зона двухфазного течения флюидов, в которой относительные проницаемости по нефти и воде меньше единицы. Переходная зона выделена между «зеркалом чистой воды» и зоной предельного насыщения, а распределение насыщенности описывается J-функцией Леверетта, которая связывает ФЕС коллектора, поверхностные свойства пород, свойства флюидов и высоту над уровнем свободной воды.

Угол - интегральная хар-ка смачиваемости в сист. пористая среда - жидкость. J(s) – ф-ия Леверетта.
Моделирование залежей пластов неоднородного строения с гидрофильными коллекторами, в основном расположенных в зоне непредельного насыщения, с использованием зависимостей Кн, г=F(Кп, Δ hвнк), то есть модели переходной зоны. Этот способ учитывает зависимость распределения насыщенности в резервуаре от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при установлении капиллярно-гравитационного равновесия (КГР).

Строго говоря, более корректно построение зависимостей изменения водонасыщенности от ВНК (ЗЧВ) от эквивалентного радиусу поровых каналов параметра √ (Кпр/Кп), как это делается при расчете функции Леверетта, или параметра FZI. Однако, поскольку величина проницаемости обычно рассчитывается через пористость, то и модель переходной зоны в большинстве случаев формируется через зависимости Кн, г=F(Кп, Δ hвнк).

Модель переходной зоны (рис. с кривульками) формируется по данным кривых капиллярного давления, результатам интерпретации ГИС. На основе сформированных зависимостей калькулируется куб Кн, который будем называть Кн КГР.

В западной практике моделирования часто этот куб используется как окончательный при оценке запасов и для гидродинамических расчетов. В российской же практике в большинстве случаев выполняется обязательная последующая «посадка» куба Кн КГР на значения Кн в скважинах. Мы рекомендуем промежуточный вариант.

После расчета куба Кн КГР выполняется сопоставление по скважинам величин Кн по РИГИС и по кубу Кн КГР. Если сопоставление удовлетворительное (в пределах заданной средней погрешности, например, 5% относительных), то куб Кн КГР используется как окончательный. Если сопоставление неудовлетворительное, то далее выполняется перерасчет куба насыщенности, при котором созданный куб Кн КГР используется в качестве трендового при послойной интерполяции значений насыщенности по скважинам.

Начальные условия.

Процессы накопления УВ — нефте- и газонакопление — занимают миллионы лет. Поэтому допустимо считать, что на момент начала разработки залежь удовлетворяет условию капиллярно-гравитационного равновесия. Другими словами, в качестве начального условия модели задаются распределения давлений и насыщенностей фаз, при которых действующие капиллярные и гравитационные силы уравновешивают друг друга.

Начальные условия:

1. Распределение насыщенностей фаз. Как мы знаем, нефтегазовую залежь можно разбить на несколько зон насыщения: зона, расположенная ниже зеркала чистой воды (FWL), зона между FWL и OWC (ВНК), зона между OWL и LLS(граница зоны предельного насыщения) (тут и нефть и вода), зона предельного насыщения (нефть + ост.вода) и газовая шапка. Границы этих зон Определяются положением контактов фаз и кривыми капиллярного давления. Моделирование насыщенности выполняется на этапе построения геологической модели. Установившееся распределение углеводородов в этих зонах удовлетворяет условию капиллярно-гравитационного равновесия и является начальным условием для ГД моделирования.

2. Задание начального пластового давления, вернее приведенного пластового давления на определенной глубине (значение берется из интерпретаций данныхГДИ) также является начальным условием.

Граничные условия

Граничные условия должны задаваться на скважинах и на внешней границе пласта. Возможны условия:

∙ отсутствие перетоков;

∙ заданные перетоки (расходы);

∙ заданные давления.

При моделировании пластовой водонапорной системы используются модели водоносных пластов, которые учитывают объём, активность и степень взаимодействия между залежью и окружающей законтурной области.

Источник: Математическое моделирование пластовых систем. Методические указания. Тюменское отделение " СургутНИПИнефть"

Граничные условия:

1. Граничные условие на внешней границе пласта (моделируются аквифером, но это не точно):

Рассмотрим возможные варианты внешней границы: закрытая граница (перетоки отсутствуют) и открытая граница (задаем либо расход на внешней границе, либо давление).

Тут, наверное, надо вставить пример с заданием аквифера, но пока лень.

2. Граничные условия на скважинах.

Дальше хорошо, но много:
Добывающие скважины моделируются на прогноз с помощью граничного условия, то есть задания для них объема отбираемой жидкости и газа, которые он сможет отбирать пока давление на забое не просядет до минимального, либо задание давления на забое или устье, то есть скважина будет отбирать именно столько, сколько сможет при поддержания заданного давления. Условиями прекращения работы скважины могут быть минимальный дебит нефти (газа), максимальная обводненность при достижении которых скважина отключается или переводится в следующий заданный прогнозный режим. При контроле за работой скважины возможны многочисленные режимы и методы управления, позволяющие эффективно выбирать оптимальные варианты добычи. Например, можно …

задать количество шагов работы на заданном режиме, после которого скважина останавливается или переходит на другой режим. Если мы моделируем скважину проектного фонда и задаем ограничение по минимальному давлению на забое (часто берут давление насыщения), и как условие выхода из режима ставим контроль по минимальому дебиту нефти и (или) максимальной обводненности;

после обводнения скважина переводится на следующий режим- закачку либо мы могли как доп.условие выхода кол-во временных шагов расчета, которые скважина отработает на добычу перед переводом в ППД. Часто вместе с граничным условием дается ограничение, то есть дополнительное граничное условие, например, выставляем на прогноз максимальный возможный дебит жидкости и ставим ограничение по давлению (скважина будет отбирать заданный объем жидкости, но не сможет опустить давление ниже заданного, если достигнет заданного давления, то просто уменьшит отбор без остановки самой скважины). Ограничением еще могут служить дебит по одной из трех фаз, например, если отбираем больше воды, чем положено то просто уменьшаем отбор без остановки скважины, при этом не достигаем условия выхода с режима по обводненности.

Нагнетательные скважины моделируются таким же образом, как и добывающие, только граничное условие по закачиваемой воде (газу) есть приемистость скважины, а по давлению граничное условие - максимально допустимое на забое (устье). В качестве основных условий выхода из режима можно задавать обводненность добывающих скважин в определенном радиусе от нагнетательной или какой-то конкретной скважины либо количество шагов на режиме (так моделируют циклическую закачку: нагнетание-остановка-нагнетание-остановка...). Часто при моделировании проектного фонда устанавливают граничное условие по давлению (обычно начальное пластовое давление) и ограничение по закачке либо наоборот граничное условие по закачке и ограничение по давлению.
При моделирование новых боковых стволов действующего фонда прогнозный режим добычи или закачки ориентируются на соседние скважины.