Качество математического моделирования – важный аспект эффективной разработки нефтяных месторождений. В статье рассмотрены проблемы гидродинамического моделирования, которые обусловливают необходимость оценки целесообразности применения других, более простых, типов моделей для решения стандартных задач разработки месторождений. В качестве альтернативы гидродинамической модели рассмотрены прокси-модели: характеристика вытеснения, емкостно-резистивная модель (Capacitance-Resistive Models - CRM), однослойная модель пласта. Показано, что все задачи, возникающие при сопровождении разработки нефтяных месторождений, можно успешно решать с использованием однослойной модели пласта, которая требует существенно меньших ресурсов, чем гидродинамическая модель, и при этом обладает схожей прогностической способностью. Часть задач можно решать с использованием модели CRM. Проанализированы пути повышения качества моделирования. Показана необходимость совершенствования подходов к моделированию. В частности, отмечено, что перспективным направлением является развитие иерархического моделирования, под которым понимается последовательное моделирование одного и того же объекта с использованием согласованных моделей разного типа, начиная от самой простой и заканчивая самой сложной. На основе рассматриваемых типов моделей предложен план построения иерархии моделей. Сделано предположение, что использование прокси-моделей, в том числе в концепции иерархии моделей, даст возможность для анализа неопределенности и позволит получить вероятностный результат моделирования вместо детерминированного, как при использовании гидродинамического моделирования. Сделан акцент на важности корректного моделирования околоскважинных процессов. Показано, что прокси-модели позволяют моделировать такие процессы, что должно положительно сказываться на качестве моделирования.
Список литературы
1. Математическое моделирование для принятия решений по разработке месторождений / Т.А. Поспелова, С.В. Степанов, А.В. Стрекалов, С.В. Соколов. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2021. – 427 с.
2. Иванов А.В., Степанов С.В. Математическое моделирование нестационарной работы нефтяной скважины с учетом неравновесной фазовой проницаемости // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2017. – Т. 3. – № 3. – С. 70–82. – DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-3-70-82
3. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. – М.-Ижевск: ИКИ, 2003. – 288 с.
4. Технология и техника добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде [и др.]. – М.: Недра, 1986. – 382 с.
5. Egermann P., Vizika O. A new method to determine critical gas saturation and relative phase permeability during depressurization in the near-wellbore region // Petrophisycs. – 2000. – Оctober.
6. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods: Ph.D Diss. - Austin: The University of Texas at Austin, 2008. - 218 p.
7. Степанов С.В. Ручкин А.А., Степанов А.В. Аналитический метод разделения добычи жидкости и нефти по пластам при их совместной разработке // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 2. – С. 10–17.
8. Бекман А.Д., Зеленин Д.В. Использование расширенной CRMP-модели для картирования пластового давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2021. – Т. 7. – № 4 (28). – С. 163–180. - DOI: 10.21684/2411-7978-2021-7-4-163-180
9. Использование энтропийного моделирования для анализа эффективности системы заводнения / С.В. Степанов, А.Н. Тырсин, А.А. Ручкин, Т.А. Поспелова // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 62–67. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-62-67
10. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 408 с.
11. Модель образования газового конуса и зависимости газового фактора от темпа отбора в нефтегазоносном пласте с нефтяной оторочкой / А. Мьёваттен, Р. Осхайм, С. Сэлид, О. Груннинг // SPE-102390-MS. – 2006. - DOI:10.2118/102390-MS
12. Степанов С.В., Степанов А.В., Елецкий С.В. Численно-аналитический подход к решению задачи оперативного прогнозирования работы нефтяной скважины в условиях образования газового конуса // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 2. – С. 53–58.
13. Иванов А.В., Степанов С.В. Математический метод моделирования работы отдельных скважин с учетом неравновесности относительных фазовых проницаемостей // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2020. – Т.6. – № 1 (21). – С. 208–217. - DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-1-208-217
14. Grid-Based Surrogate Reservoir Modeling (SRM) for Fast Track Analysis of Numerical Reservoir Simulation Models at the Grid block Level / Shahab Mohaghegh, Shohreh Amini, Vida Gholami [et al.] // SPE-153844-MS. – 2012. - DOI:10.2118/153844-MS
