ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

RATIONALE FOR THE CHOICE OF THE TYPE OF HYDRODYNAMIC MODEL

Ekaterina Аlekseeva

student, Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Ekaterina Inyakina

scientific supervisor, candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

В работе представлен обзор существующих типов гидродинамических моделей в зависимости от их размеров. Представлены типы моделей по компонентному составу и критерии их применимости.

ABSTRACT

The paper provides an overview of existing types of hydrodynamic models depending on their sizes. Types of models based on their component composition and criteria for their applicability are presented.

Ключевые слова: нефть, газ, конденсат, моделирование, гидродинамическая модель.

Keywords: oil, gas, condensate, modeling, hydrodynamic model.

Моделирование является важнейшим этапом в проектировании разработки месторождения, так как позволяет детально изучить как историческое движение флюидов в пласте, так и спрогнозировать их движение.

Исходя из цели моделирования, модель может включать в себя как месторождение или эксплуатационный объект в целом, так и может быть разбита на отдельные пласты и залежи углеводородов.

Существует несколько типов моделей, выделенных в зависимости от назначения:

Детальные модели:

Используются для изучения локальных явлений, таких как формирование водяных и газовых конусов, а также отдельных слоев в пласте. В этих моделях применяются радиальные или секторные сетки для имитации зон отборов отдельных скважин или участков.

Полномасштабные модели:

Охватывают всю площадь месторождения и помогают оценить стратегию его разработки в целом. Такие модели могут быть использованы для проектирования системы разработки и профилей добычи, прогнозирования динамики обводненности и снижения дебитов и т.д.

Комбинированные модели:

Объединяют полномасштабные модели с крупной сеткой и секторные модели с мелкой сеткой. Полномасштабные модели позволяют анализировать производительность всего месторождения, в то время как секторные модели фокусируются на эффективности отдельных залежей или пластов.

Модель трехфазной фильтрации нелетучей нефти широко применяется благодаря своей простоте и информативности.

Она учитывает:

• Фазы: от одной до трех (чаще всего нефть, вода и газ);

• Несмешиваемость: нефть и вода не смешиваются и не обмениваются массой;

• Растворимость газа: газ может растворяться как в нефти, так и в воде;

• Упругие свойства: как пород, так и флюидов;

• Силы: вязкостные, гравитационные и капиллярные;

Эта модель позволяет корректно оценить процессы вытеснения, в которых фазы не смешиваются.

Модель трехфазной фильтрации может быть применена для моделирования различных типов резервуаров, включая нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные и месторождения сухого газа. Для залежей нефти с высоким содержанием газа целесообразно использовать модель Black Oil при разработке на режиме истощения.

Композиционная модель (EOS) предназначена для легких нефтей и газового конденсата с целью учета фазовых переходов компонентов, таких как метан и этан. В отличие от модели нелетучей нефти, фазы включают компоненты, для которых применяются законы сохранения массы. Уравнения состояния чаще всего используются в симуляторе для описания фаз и фазовых переходов в углеводородных смесях.

При выборе типа модели для газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей учитываются несколько критериев:

• степень изученности месторождения;
• результаты лабораторных исследований компонентного состава;
• содержание конденсата и методы повышения его отдачи;
• величину запасов конденсата и нефти;
• вязкость нефти.

Для построения цифровой гидродинамической модели (ГДМ) газовой залежи применяется трехфазная модель. При выборе типа модели для газоконденсатной залежи необходимо учитывать степень изученности месторождения и текущую стадию разработки. Рекомендуется использовать:

• трехфазную модель на этапе разведки месторождения с низкой степенью изученности;
• композиционную на стадиях освоения и промышленной разработки.

При отсутствии компонентного состава предпочтение отдается трехфазной модели, а при его наличии - композиционной.

Также немаловажным критерием является количество фракции С₅₊ (конденсата). Пороговое значение её содержания составляет 250 г/м³.

При выборе модели для нефтегазовой залежи учитываются четыре критерия. Первый — состояние геологической изученности залежи:

• на стадии разведки и пробной эксплуатации — трехфазная модель,
• на этапе подготовки технологической схемы разработки — композиционная.

Второй критерий — наличие компонентного состава. При его отсутствии (на стадиях разведки и пробной эксплуатации) используется трехфазная модель, при наличии — композиционная (аналогично газоконденсатным залежам).

Третий критерий связан с объемами запасов сопутствующего флюида и объемами добычи.

Четвертый критерий — вязкость нефти, границы значений которой соответствуют классификации запасов.

При выборе модели для нефтегазоконденсатной залежи объединяются критерии, аналогичные предыдущим случаям.

• Первый критерий — геологическая изученность.
• Второй — наличие компонентного состава.
• Третий критерий — объемы добычи конденсата.
• Четвертый критерий — добыча нефти, выбор по которому аналогичен нефтегазовой залежи.
• Пятый критерий — вязкость нефти, также аналогичен критериям для нефтегазовой залежи.

Список литературы:

1. М 545 Кирсанов С.А. Методические основы построения, актуализации и оценки качества цифровых гидродинамических моделей месторождений с залежами газа / С.А. Кирсанов, Р.Ф. Шарафутдинов, С.И. Грачев, А.С. Самойлов. – Тюмень: ТИУ, 2021. – 163 с.
2. Абасов М. Т., Кулиев А. М. Методы гидродинамических расчетов разработки многопластовых месторождений нефти и газа. – Баку: ЭЛМ, 1976. – 200 с.
3. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра,1982. – 407 с.
4. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ООО ИПЦ «Маска», 2009. – 376 с.