«Нефтепро-
мысловое дело»

Методология сравнения инструментов прокси-моделирования пласта для нефтегазоконденсатного месторождения в условиях импортозамещения

УДК: 681.518:622.276:532.5
DOI: -

Авторы:

¹ Нефтьгазисследование (ГК НСХ), Пермь, Россия
² Газпромнефть-Ямал, Тюмень, Россия
³ ИТС, Санкт-Петербург, Россия
⁴ ТюмФ ИТПМ СО РАН, Тюмень, Россия

Ключевые слова: методология сравнения инструментов моделирования, фильтрационная модель нефтегазоносного пласта, прокси-моделирование, псевдотрехфазная модель, модель материального баланса, интегрированная модель актива (ИМА), гидродинамические исследования скважин, оценка забойного и пластового давлений, нефтегазоконденсатное месторождение

Аннотация:

В настоящей статье представлены разработанная методология и результаты выбора инструмента прокси-моделирования для одного из нефтегазоконденсатных месторождений с применением интегрированного моделирования (ИМ) и процесса импортозамещения. В статье представлены следующие результаты в рамках пилотного объекта нефтегазоконденсатного месторождения:

1. Различные методы и инструменты прокси-моделирования пласта для прогнозирования пластового и забойного давлений, обводненности и газонефтяного фактора (ГНФ):

– протестирован разработанный ранее метод построения моделей материального баланса (нульмерная модель);

– разработан и протестирован новый метод прокси-моделирования процесса трехфазной фильтрации на основе двумерной псевдотрехфазной модели фильтрации и созданного для него метода автоматизированной адаптации (рекомендуется к применению по результатам тестирования);

– разработан и протестирован метод построения трехмерной прокси-модели на базе полномасштабной геолого-гидродинамической модели пласта.

2. Технологии интеграции прокси-моделей в ИМ: проведен анализ различных вариантов интеграции и разработан прототип технологии интеграции указанной двумерной прокси-модели пласта в рамках ИМ.

3. Верификация данных замеров и исследований по скважинам:

– разработан и протестирован комплекс методов по верификации данных (пластовое и забойное давления, обводненность и ГНФ) для прокси-моделей и с помощью прокси-моделей;

– разработан подход и получены результаты оценки максимальной погрешности для фактических данных по пластовому давлению для пилотного объекта разработки.

4. Разработан и протестирован на пилотном объекте и наборе из нескольких различных инструментов комплекс методов для формализованного сравнения инструментов моделирования:

– выбор оптимального для тестирования пилотного объекта разработки на основе выработанной рейтинговой системы (особенности пилотного объекта: газовая шапка и разрабатываемая нефтяная оторочка, сложная система тектонических нарушений, многоствольные скважины, активная и меняющаяся система поддержания пластового давления, наличие прорывов газа и др.);

– функциональное сравнение инструментов на основе разработанной рейтинговой системы;

– комплексная оценка оптимального инструмента с учетом следующих факторов: результаты расчетов и физической адекватности получаемых результатов (выбор периода настройки и периода экзамена), трудозатраты на построение и сопровождение моделей;

– решение тестовых прогнозных задач.

Список литературы:

1. Применение подходов интегрированного моделирования для управления разработкой крупного нефтяного месторождения в Западной Сибири / Т.А. Кошкин, А.Ф. Сайфутдинов, В.А. Кукушкин, П.В. Марков // Российская нефтегазовая технологическая конф. SPE, октябрь 2021. – С. 1–26. – URL: https://doi.org/10.2118/206538-RU

2. Марков П.В., Горшков А.В., Шадрин С.В. Комплексный подход по созданию и сопровождению интегрированных моделей и внедрению цифровой платформы управления данными // Российская нефтегазовая технологическая конф. SPE, октябрь 2021. – С. 1–14. – URL: https://doi.org/10.2118/206536-RU

3. Методология построения упрощенных моделей пластов для интегрированных моделей / П.В. Марков, А.Ю. Боталов, И.В. Гайдамак [и др.] // Российская нефтегазовая технологическая конф. SPE, октябрь 2021. – С. 1–33. – URL: https://doi.org/10.2118/206544-RU.

4. Peyman B., Farzan S.M., Lesley A.J. A Review of Proxy Modeling Highlighting Applications for Reservoir Engineering // Energies. – 2022. – Vol. 15(14). – P. 5247.

5. Tarek A. Reservoir Engineering (Second Ed.). – Butterworth-Heinemann, 2001.

6. Dake L.P. The practice of reservoir engineering (Revised Edition). – Elsevier Science, 2001. – 568 p.

7. A Physics-Based Proxy for Surface and Subsurface Coupled Simulation Models / C. Yang, J. He, S. Du [et al.] // Paper SPE-204004-MS presented at the SPE Reservoir Simulation Conference, On-Demand, October 2021.

8. Rodionov S.P., Sokolyuk L.N., Rychkov I.V. Upgridding’s methods in reservoir modeling // Matem. Mod. – 2012. – Vol. 24(5). – P. 21–34. – DOI:10.1134/S2070048213010092

9. Kosyakov V.P., Legostaev D.Y. Computational technology for solution of the reverse problem of filtration theory for oil fields with an aquifer // Paper presented at the AIP Conference Proceedings. – 2019. – 2125 p. – URL: https://doi.org/10.1063/1.5117494

10. Manzoor S., Edwards M.G., Dogru A.H. Acute PEBI Grid Generation for Reservoir Geometries // Paper SPE-203908-MS presented at the SPE Reservoir Simulation Conference, On-Demand, October 2021.

11. Analysis of the reservoir energy state and optimization of well production based on the results of proxy-modeling / E.V. Yudin, N.S. Markov, V.S. Kotezhekov [et al.] // Oil industry. – 2021. – Vol. 12. – P. 44–50.

12. Using Material Balance (MBAL) Multi Tank Model to Evaluate Future Well Performance in Reservoirs with Distinct Geological Units / E. Mogbolu, O. Okereke, C. Okporiri [et al.] // Paper SPE-178484-MS presented at the SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Lagos, Nigeria, August 2015.

13. DeLauretis E.F., Yarranton H.W., Baker R.O. Application of Material Balance and Volumetrics to Determine Reservoir Fluid Saturations and Fluid Contact Levels // J. of Can. Pet. Technol. – 2006. – Vol. 47 (03).

14. Parameter identification for sector filtration model of an oil reservoir with complex structure / E.N. Musakaev, S.P. Rodionov, D.Y. Legostaev, V.P. Kosyakov // AIP Conference Proceedings, 2019. – 2125(1). – DOI: 10.1063/1/5117495

15. New Solution in Integrated Asset Modeling for Multi Reservoirs Coupling / K. Bogachev, A. Grishin, E. Piskovskiy, V. Erofeev // Paper SPE-201946-MS presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, October 2020.