«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Оценка остаточных запасов нефти на основе многоуровневого моделирования

УДК: 622.27
DOI: -

Авторы:

¹ Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия
² Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия

Ключевые слова: фация, многоуровневое моделирование, относительная фазовая проницаемость, добыча нефти, цифровой керн

Аннотация:

В статье приводятся результаты исследований по применению многоуровневого моделирования для оценки остаточных запасов нефти. Многоуровневое моделирование, как совокупность многомасштабного и иерархического моделирования, реализовано за счет связки гидродинамической модели и характеристик вытеснения типа "накопленная добыча нефти (накопленная добыча жидкости)". При этом параметры характеристик вытеснения рассчитаны исходя из их взаимосвязи с параметрами функций относительной фазовой проницаемости, которые определены для масштаба фации. Для этого выполнены многовариантные расчеты, позволившие установить многопараметрические эмпирические уравнения регрессии в виде произведения комбинации влияющих параметров. С использованием реальных промысловых данных показано, что многоуровневое моделирование позволяет более точно оценивать остаточные запасы нефти, чем гидродинамическая модель или характеристики вытеснения, не связанные друг с другом. Это связано с тем, что на этапе многомасштабного моделирования нивелируется эффект несоответствия масштабов керна и расчетных ячеек гидродинамической модели, а на этапе иерархического моделирования – эффект неопределенности параметров модели, в данном случае свободных параметров характеристик вытеснения.

Список литературы:

1. Многомасштабное моделирование добычи высоковязкой нефти при закачке воды и раствора полимера / С.В. Степанов, Е.С. Лопатина, М.А. Загоровский, И.А. Зубарева // Автоматизация и информатизация ТЭК. – 2024. – № 7(612). – С. 51–60.
2. Мальшаков А.В., Медведский Р.М., Гузеев В.В. Асимптотическое решение уравнения двухфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей в пористых средах (перколяционный аспект) // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2007. – № 1(61). – С. 25–31.
3. Иванов А.В., Степанов С.В. Математический метод моделирования работы отдельных скважин с учетом неравновесности относительных фазовых проницаемостей // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2020. – Т. 6, № 1(21). – С. 208–217. – DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-1-208-217
4. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. – СПб.: Недра, 2004. – 192 с.
5. Мирлин Е.Г. Фрактальная дискретность литосферы и геодинамика // Доклады Академии наук. – 2001. – Т. 379, № 2. – С. 231–234.
6. Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. – М.: Физматлит, 2009. – 312 с.
7. Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород туронских отложений с помощью цифрового анализа керна / И.В. Якимчук, Д.А. Коробков, В.Ю. Плетнева [и др.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 12–15, 2021. – DOI: 10.2118/206584-MS