В статье предложена методика выбора оптимальной системы разработки нефтяного месторождения при помощи двумерного полуаналитического симулятора, основанная на решении уравнения Лапласа для расчета полей давления и использовании теории Баклея – Леверетта с применением метода линий тока для расчета полей насыщенности, с учетом геологической неоднородности пласта. Пространственная геологическая неоднородность, заложенная в трехмерной модели, учитывается в аналитическом симуляторе через использование специальным образом сконструированной зависимости коэффициента сетки скважин от длины линии тока. На этапе принятия основных решений при составлении проектно-технической документации на разработку месторождения данный подход позволяет значительно ускорить процесс выбора оптимальных параметров разработки, таких как плотность сетки скважин, тип заканчивания скважины, параметры дизайна гидроразрыва пласта (ГРП) в добывающих скважинах, полудлина трещин автоГРП в нагнетательных скважинах, забойное давление в добывающих и нагнетательных скважинах, коэффициент деформации сетки скважин и др. Критерием выбора оптимальной системы разработки, т.е. ее оптимальных параметров, является максимальное значение чистого дисконтированного дохода при выполнении условия достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Расчет экономических параметров проводится по зависимостям, заложенным в двумерный симулятор на трубках тока, что позволяет осуществлять весь цикл технико-экономического анализа в одном инструменте. Ключевой особенностью предложенной методики является учет геологической неоднородности в двумерном симуляторе, что особенно актуально при проектировании разработки месторождений с низкопроницаемыми и слабосвязанными коллекторами.
Список литературы
1. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield / D.A. Antonenko, V.A. Pavlov, K.K. Sevastyanova [et al.] // SPE-117413. – 2008.
2. Сидельников К.А., Васильев В.В. Анализ применений математического моделирования пластовых систем на базе метода линий тока // Нефтегазовое дело. – 2005. – № 1. – С. 1–11.
3. Chawathé A., Taggart I. Insights into Upscaling Using 3D Streamlines //
SPE-88846. – 2004.
4. Ranking and Upscaling of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation: A Field Case Study / Harun Ates, Asnul Bahar, Salem El-Abd [et al.] // SPE-81497. – 2003.
5. Portella R.C.M., Hewett T.A. Upscaling, Gridding, and Simulating Using Streamtubes // SPE-65684. – 2000.
6. Full-Field Modeling Using Streamline-Based Simulation: 4 Case Studies / R.O. Baker, F. Kuppe, S. Chugh [et al.] // SPE 66405. – 2001.
7. Eduardo A. Idrobo, Choudhary Manoj K., Datta-Gupta A. Swept Volume Calculations and Ranking of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation // SPE-62557. – 2000.
8. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров / Э.П. Викторов, Д.Р. Нурлыев, И.И. Родионова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 60–63.
9. Уиллхайт Г. Пол. Заводнение пластов (Приложение 3). М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009 . – 788 с.
10. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 84–98.
11. Выбор системы разработки месторождений с использованием программного комплекса «РН-КИН» / C.А. Рабцевич, А.В. Колонских, Р.Х. Мустафин, И.В. Костригин // Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 8–13.
12. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Опыт разработки нефтяных месторождений: труды Всесоюзного совещания работников по добыче нефти, г. Куйбышев, 19-23 июня 1956 г. – М. : Гостоптехиздат, 1957. – С. 116–139.
13. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004 . – 628 с.
14. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. – 212 с.
