«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»

CRM-модель для анализа обводнения группы скважин при упруговодонапорном режиме разработки с учетом взаимовлияния добывающих скважин

УДК: 622.276.1/.4
DOI: 10.33285/2413-5011-2023-9(381)-49-61

Авторы:

¹ Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук, Москва, Россия

Ключевые слова: CRM-модель, анализ разработки, анализ обводнения скважин, упруговодонапорный режим разработки

Аннотация:

В статье приведено полуаналитическое решение системы дифференциальных уравнений CRM-модели для анализа обводнения группы скважин при упруговодонапорном режиме разработки с учетом взаимовлияния добывающих скважин. Рассмотрен пример анализа промысловых данных с помощью предложенной модели. Получены хорошие результаты совмещения расчетных и фактических кривых дебита жидкости и забойного давления по сравнению с моделью без интерференции. Предложено несколько моделей обводнения скважин законтурной водой, в том числе с учетом интерференции добывающих скважин. Показано на промысловых данных, что учет такой интерференции повышает точность расчетов.

Список литературы:

1. Бекман А.Д., Поспелова Т.А., Зеленин Д.В. Новый метод прогнозирования динамики обводнённости скважин с использованием результатов CRMP-моделирования // Вестник Тюменского гос. ун-та. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2020. – Т. 6. – № 1(21). – С. 192–207.

2. Исследование особенностей оценки взаимовлияния скважин на примере модели CRM / А.А. Ручкин, С.В. Степанов, А.В. Князев [и др.] // Вестник Тюменского гос. ун-та. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 4. – С. 148–168. – DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-4-148-168

3. Сопровождение разработки нефтяных месторождений с использованием моделей CRM / С.В. Степанов, А.Д. Бекман, А.А. Ручкин, Т.А. Поспелова. – Тюмень: ИПЦ "Экспресс", 2021. – 300 с. – DOI: 10.54744/TNSC.2021.53.50.001

4. Степанов С.В., Поспелова Т.А. Новая концепция математического моделирования для принятия решений по разработке месторождений // Нефт. хоз-во. – 2019. – № 4. – С. 50–53. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-4-50-53

5. Хатмуллин И.Ф., Андрианова А.М., Маргарит А.С. Полуаналитические модели расчета интерференции скважин на базе класса моделей CRM // Нефт. хоз-во. – 2018. – № 12. – С. 38–41. – DOI: 0.24887/0028-2448-2018-12-38-41

6. A State-of-the-Arte Literature Review on Capacitance Resistance Models for Reservoir Characterization and Performance Forecasting / R.W. De Holanda, E. Gildin, J.L. Jensen [et al.] // Energies. – 2008. – № 11. – DOI: 10.3390/en11123368

7. Olenchikov D., Posvyanskii D. Application of CRM-Like Models for Express Forecasting and Optimizing Field Development // SPE-196893-MS. The SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Moscow, Russia, 22-24 October 2019.

8. The Use of Capacitance-Resistive Models for Rapid Estimation of Waterflood Performance and Optimization / M. Sayarpour, E. Zuluaga, K.S. Kabir., L.W. Lake // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – Vol. 69. – № 3-4. – Pp. 227–238. – DOI 10.1016/j.petrol.2009.09.006

9. Aliyev A., Zivar D., Pourafshary P. Investigation of Replacing Tracer Flooding Analysis by Capacitance Resistance Model to Estimate Interwell Connectivity // Petroleum. – 2022. – № 10. – DOI: 10.1016/j.petlm.2022.10.005

10. Capacitance Resistance Clustered Model for Mature Peripheral Waterflood Performance Prediction & Optimization / B. Aslam, H. Nugroho, F. Mahendra [et al.] // Journal of Earth Energy Engineering. – 2022. – Vol. 11. – № 3. – Pp. 118–129. – DOI: 10.25299/jeee.2022.10633

11. A Prediction Method for Development Indexes of Waterflooding Reservoirs Based on Modified Capacitance–Resistance Models / L. Fu, L. Zhao, S. Chen, A. Xu [et al.] // Energies. – 2022. – № 15. – DOI: 10.3390/en15186768

12. Shevtsova N.O., Stepanov S.V. Development of the Material Balance Model to Account for Changes in the Well Productivity Index // Mathematical Models and Computer Simulations. – 2022. – Vol. 14. – № 5. – Pp. 691–699.

13. Optimization of Oil Production Based on A Capacitance Model of Production and Injection Rates / X. Liang, C. Hunan, D.B. Weber [et al.] // SPE 107713. SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium. – Dallas, Texas, USA, 1–3 April 2007.

14. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods: Dis. … for the Degree of Doctor of Philosophy. – Presented to the Faculty of the Graduate School of The University of Texas, 2008. – 236 p. – DOI: https://doi.org/10.13140/RG.2.1.1798.3847

15. Sayarpour M., Kabir C.S., Lake L.W. Field Application of Capacitance-Resistive Model in Waterfloods // SPE 114983. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – Denver, Colorado, USA, 21–24 September 2008.

16. A Capacitance Model to Infer Interwell Connectivity From Production- and Injection-Rate Fluctuations / A.A. Yousef, P. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake // SPE 95322. SPE Technical Conference and Exhibition. – Dallas, Texas, USA, 9–12 October 2005.

17. Bondar V.V., Blasingame T.A. Analysis and Interpretation of Water-Oil-Ratio Performance // SPE 77569. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – San Antonio, Texas, 29 September – 2 October 2002.