|
Показано, что зачастую существующие способы как ручной, так и автоматической адаптации гидродинамических моделей не отвечают требованиям сохранения реалистичности геологических параметров. Это существенно влияет на качестве и прогностические возможности используемых моделей и, как следствие, на успешность инвестиционных решений. В статье предложен поход к автоматической адаптации гидродинамических моделей, обеспечивающий контроль реалистичности геологических параметров путем сохранения выявленных взаимозависимостей неопределенности петрофизических и геологических параметров, которые существенно влияют на динамику процессов, происходящих в пласте при разработке. На первом этапе на основе из результатов измерений и изучения объектов-аналогов оцениваются реалистичные границы изменения определяющих модель параметров и зависимостей. С целью сохранения геологической обоснованности гидродинамической модели в рамках заданной геологической концепции, изменение одной из зависимостей в процессе адаптации ведет к одновременному изменению других связанных с ней параметров модели в обоснованных пределах неопределенности. Например, при изменении петрофизической зависимости для подсчета пористости, одновременно меняется соответствующая зависимость для расчета проницаемости от пористости, далее – связанные с проницаемостью зависимости. Для автоматической адаптации использован итеративный алгоритм эволюционной стратегии. В качестве примера в процессе адаптации минимизирована целевая функция, связанная с данным о добыче из более чем 50 скважин выбранного сектора модели реального месторождения. Получено множество адаптированных моделей. На основе множества моделей построен прогноз показателей эксплуатации скважин с учетом неопределенности исходных данных и геологических характеристик. Отличительной особенностью предложенного метода является отказ от единственной детерминированной зависимости между связанными параметрами в пользу интервала возможных вариаций зависимостей для неопределенных геологических параметров. Подход позволяет ускорить процесс адаптации гидродинамических моделей и контролировать их геологическую обоснованность. В результате повышается надежность прогнозирования. Список литературы 1. Hajizadeh Y., Christie M., Demyanov V. Comparative Study of Novel Population-Based Optimization Algorithms for History Matching and Uncertainty Quantification: PUNQ-S3 Revisited // SPE-136861. – 2010. 2. Rwechungura R., Dadashpour M. Advanced History Matching Techniques Reviewed // SPE-142497. – 2011. 3. Cancelliere M., Verga F., Viberti D. Benefits and Limitations of Assisted History Matching // SPE-146278. – 2011. 4. Integration of History Matching and Uncertainty Analysis // D.J. Schiozer, S.L. Almeida Netto, E.L. Ligero, C. Maschio //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2005. – V. 44. – № 7. – https://doi.org/10.2118/05-07-02. 5. Reservoir Uncertainty Quantification Using Probabilistic History Matching Workflow / Yeh Tzu-hao [et al.] // SPE-170893-MS. – 2014. 6. Caers J. Modeling Uncertainty in the Earth Sciences. – Wiley-Blackwell, 2011. 7. Coupled static/dynamic modeling for improved uncertainty handling / V. Kaleta, G. van Essen, J. van Doren [et al.] // SPE-154400. – 2012. |
