Основные этапы создания гидродинамической модели месторождения

1. Построение геологической модели

2. Задание свойств флюидов

3. Ремасштабирование геологической модели

4. Выбор математической модели(2х,3х фазная, давление, проницаемость, насыщенность, межфазовое взаимодействие, многокомпонентный состав, изотермическая, не изотермическая)

5. Задание граничных условий(давление (постоянное или изменяющееся), условие непротекания (расход каждой фазы равен нулю), расход одной из фаз (обычно нефти), расход жидкости (нефть+вода), суммарный расход (нефть+вода+газ)

6. Проведение расчета

7. Сравнение результатов расчета с фактическими данными или анализ с накопленным опытом.

8. Если не совпало:

8.1. адаптация модели (анализ исходных данных начиная с самих недостоверных)

8.2 Анализ чувствительности

8.3 Последние изменения параметров для получения фактических данных

1. Воспроизведение истории разработки. Основные методы.

Высокая степень неопределенности исходной информации при построении модели пласта делает необходимым этапом моделирования адаптацию модели по данным наблюдений. На этом этапе путем решения обратной задачи осуществляется идентификация основных фильтрационно - емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Этот процесс называется воспроизведением история разработки. Корректируются обычно те параметры, которые имеют наибольшую неопределенность и при этом сильнее влияют на решение; чаще всего это - абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициент продуктивности и приемистости скважин.

При воспроизведении истории разработки обычно известны фактические поля давлений, добыча и закачка каждого компонента по скважинам. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которые возникают в результате приложенного воздействия - заданной добычи и закачки скважин. Процедура идентификации параметров пласта может быть автоматизированной или осуществляться вручную. Каждый аз этих способов имеет свои достоинства а недостатки. Несмотря на высокую трудоемкость, наиболее часто используемым и предпочти тельным является способ ручной подгонки истории. В ходе ручного воспроизведения истории улучшается понимание процессов, происходящих в пласте; могут быть определены именно те параметры, к изменению которых наиболее чувствительна модель. В этом случае могут рассматриваться более сложные модели и в полной мере используются знания и опыт инженера. При автоматизированной подгонке производятся многократные расчеты по модели с целью отыскания тех значений выбранных параметров пласта, при которых разница между наблюдаемыми и расчетными показателями разработки минимальная. Поэтому при автоматизированном воспроизведении истории обычно используют упрощенные модели и ограничивают набор корректируемых параметров. Алгоритмы автоматизированной идентификации модели обычно основаны на поиске минимума функционала:

Здесь W_i - весовые коэффициенты, Х_i и Х_oi - расчетные в наблюдаемые значения показателей, по которым ведется подгонка. Это могут быть значения пластового давленая, обводненности и газового фактора по отдельным скважинам или по их группам на заданные моменты времени и т. д. Весовые коэффициенты обычно равны единице, но в зависимости от целей подгонки могут изменяться для того, чтобы обеспечить различное влияние отдельных факторов на результирующее решение.

Как известно, обратная задача для системы нелинейных дифференциальных уравнений может иметь не единственное решение, поэтому нельзя принимать найденные в результате идентификации значения параметров пласта в качестве истинных. Особенности строения пласта, выявленные в ходе воспроизведения истории разработки, должны быть непосредственно подтверждены или опровергнуты непосредственными исследованиями.

Даже при хорошей подгонке истории по имеющимся данным нет никакой гарантии, что новые фактические данные будут воспроизведены моделью без ее дополнительной корректировки. Поэтому при решении задачи идентификации модели необходимо использовать всю имеющуюся информацию в наиболее полном обьеме.

В целом процедуру воспроизведения истории разработки можно представить след, образом:

1. Определение целей воспроизведения истории. При воспроизведении истории проверяется и идентифицируется построенная модель пласта; могут быть уточнены особенности его строения, объем законтурной области; выявлены недостоверные исходные данные и параметры, к которым наиболее чувствительна модель; определены отклонения от нормальных, средних для данной площади, условий разработки, как в отдельных скважинах, так и на некоторых участках. Степень детальности идентификации моделей, которые будут использоваться только для прогноза интегральных показателей разработки или еще и для управления работой отдельных скважин, должна быть различной.

2. Выбор метода воспроизведения истории - ручного или автоматизированного определения целями работы, доступными временными и материальными ресурсами.

3. Выбор целевой функции при воспроизведении истории, т.е. фактических показателей разработки, которые будут подгоняться, и критерия успешности процедуры, осуществляется с учетом доступности и качества исходных данных о добыче и закачке и целей исследования.

4. Определение параметров пласта, которые могут быть заменены при воспроизведении истории.

5. Проведение многовариантных расчетов с целью идентификации модели.

1. Уравнение сохранения массы при многофазной многокомпонентной фильтрации.

В основе рассмотрения лежит представление о пористой среде как о сплошной среде — фиктивном континууме, для каждой точки которого можно определить физические характеристики как непрерывные функции пространственных и временной координат. Значения физических переменных и параметров в точке пористой среды характеризуются представительными значениями для элементарного объема, содержащего эту точку. Элементарный объем должен быть достаточно большим по сравнению с размером пор и малым по сравнению с характерным масштабом пласта.

Уравнение сохранения массы (уравнение неразрывности) в декартовой системе координат

или, используя оператор дивергенции,

В цилиндрической системе координат (r,θ,z) уравнение (1.3) имеет вид:

(1.4)

ρ- плотность, u – скорость фильтрации, изменение массы компенсируется изменением за счет сжимаемости и за счет внешнего источника .

В случае многофазной многокомпонентной фильтрации уравнение неразрывности (1.3) можно обобщить следующим образом [22]. Пусть рассматриваемая система состоит из n_l фаз и n_c компонентов. Обычно количество фаз — не более трех: нефть, вода и газ. Как правило, вода - смачивающая фаза, газ – несмачивающая фаза, а нефть имеет промежуточную смачиваемость. В некоторых углеводородных системах между фазами происходит значительный массообмен отдельными химическими соединениями (компонентами). В этом случае сохранение баланса масс должно выполняться не только для каждой фазы, но и для каждого компонента. Количество компонентов может быть произвольным. Компоненты имеют различную концентрацию в различных фазах. При этом каждая фаза перемещается с различной скоростью.

Насыщенность 1-й фазой s_l определяется как доля порового пространства элементарного объема, занятая данной фазой. Пусть с_lj - массовая концентрация j-го компонента в l-й фазе. Тогда уравнение сохранения массы для j-го компонента имеет вид

(1.5)

Здесь - интенсивность источника l-ой фазы, α_lj — массовая доля компонента j в 1-й фазе. Уравнение (1.5) учитывает только конвективный массоперенос, диффузионные процессы не учитываются.

В уравнениях (1.13) плотности и вязкости фаз являются известными функциями давления и компонентного состава. Относительные фазовые проницаемости также являются известными функциями насыщенностей. Значения и α_ljопределяются в соответствии с граничными условиями. Таким образом, определению подлежат следующие неизвестные функции:

• массовые концентрации компонентов в каждой из фаз с_lj, давления в каждой из фаз p_l, насыщенности s_l.

Поиск по сайту: