В статье представлена методика управления базовой добычей. Дано описание нового подхода к решению задач оперативного мониторинга системы разработки. Приведены методология моделирования разработки пласта, основанная на решении уравнений материального баланса по блокам заводнения, и методика прогнозирования основных показателей разработки. Методика проведения расчетов показана на примере модели однофазной фильтрации. В рамках верификации предлагаемой методики проведено тестирование на синтетических данных с последующим сравнением результатов расчета с гидродинамическим симулятором. Представлен анализ среднесрочного прогноза на примере нескольких расчетных сценариев. На базе реализованной методологии разработан и внедрен в промышленную эксплуатацию специализированный инструмент. Приведено подробное описание основных модулей разработанного инструмента: начиная с автоматической подготовки входной информации и адаптации модели к фактическим данным (с последующей инициализацией прогнозных моделей) и заканчивая анализом полученных результатов. В логику инструмента по управлению разработкой актива внедрен модуль проактивного факторного анализа, который позволяет оценить объемы потерь добычи нефти по скважинам и участкам пласта в прогнозном периоде, что позволяет заблаговременно спланировать ряд компенсационных мероприятий, направленных на увеличение конечной нефтеотдачи пласта. Апробация предлагаемой методики проведена на фонде скважин одного из месторождений. Использован модуль автоматического подбора добывающих скважин для перевода под нагнетание в системе подержания пластового давления и остановки. Решена задача целочисленной оптимизации с использованием метода отжига. По результатам подбора оптимального комплекса мероприятий оценен экономический эффект с учетом эксплуатационных затрат и налоговых отчислений.
Список литературы
1. Tarek A., Paul D. McK. Advanced reservoir engineering. – Elsevier Inc., 2005. – 422 p.
2. Beal C. Viscosity of air, water, natural gas, crude oil and its associated gases at oil field temperature and pressures // SPE-946094-G. – 1946. – https://doi.org/10.2118/946094-G.
3. Standing M.B. A pressure-volume-temperature correlation for mixtures of California oils and gases. – American Petroleum Institute, 1947.
4. Arps J.J. Analysis of Decline Curves // SPE-945228-G. – 1945. – https://doi.org/10.2118/945228-G
5. Inflow performance relationships for solution-gas drive wells / J.V. Vogel // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – № 1. – P. 83–92. – DOI:10.2118/1476-PA
6. A Tool and Mathematical Model for Estimation of Wells Initial Water-Cut and Residual Oil Reserves on Large-Sized Oil Fields / V. Berezkin, A. Sharifov, E. Khatmullina [et al.] // SPE-207076-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/207076-MS
7. Новые подходы к оценке потенциала добычи / Е.В. Юдин, Д.С. Воробьев, А.А. Слабецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 114–119. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-114-119
8. Van Laarhoven P.J.M., Aarts E.H.L. Simulated annealing. In: Simulated Annealing: Theory and Applications. Mathematics and Its Applications. – Dordrecht: Springer, 1987. – V. 37. – https://doi.org/10.1007/978-94-015-7744-1_2
