Создание моделей нефтяных месторождений и выполнение на их основе расчетов разработки месторождений является одним из основных направлений деятельности инженеров и исследователей-нефтяников. На основе геолого-физической информации о свойствах нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения, учета возможностей систем и технологий его разработки создаются количественные представления о разработке месторождения в целом. Системой взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения является модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения. Модели пластов и процессы извлечения из них нефти и газа всегда облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями. Основной задачей инженера, занимающегося расчетом разработки нефтяного месторождения, является составление расчетной модели на основе отдельных представлений, полученных в результате геолого-геофизического изучения месторождения, а также гидродинамических исследований скважин. Вообще говоря, в модели разработки нефтяного месторождения может быть использована любая комбинация моделей пласта и процесса разработки, лишь бы эта комбинация наиболее точно отражала свойства и процессы пласта. При этом выбор конкретной модели пласта может повлечь за собой учет дополнительных особенностей модели процесса и наоборот.
Модель резервуара следует отличать от его расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму резервуара. Например, модель резервуара может представлять собой слоисто-неоднородный резервуар. В расчетной схеме резервуар с его же моделью может быть представлен как резервуар круглой формы, прямоугольный резервуар и т. д.
Основы
Представление подземного разлома структурной картой, созданной программным обеспечением Contour map для 8500-футового глубинного газового и нефтяного резервуара на месторождении Эрат, округ Вермилион , Эрат, Луизиана . Разрыв слева направо, около верхней части контурной карты , указывает на линию разлома . Эта линия разлома находится между сине-зелеными контурными линиями и фиолетово-красно-желтыми контурными линиями. Тонкая красная круглая контурная линия в середине карты указывает на верхнюю часть нефтяного резервуара. Поскольку газ плавает над нефтью, тонкая красная контурная линия отмечает зону контакта газа и нефти.
Традиционные симуляторы конечных разностей доминируют как в теоретической, так и в практической работе по моделированию резервуаров. Традиционное моделирование FD основано на трех физических концепциях: сохранение массы , изотермическое поведение фазы жидкости и приближение Дарси потока жидкости через пористую среду. Тепловые симуляторы (чаще всего используемые для приложений с тяжелой сырой нефтью ) добавляют сохранение энергии к этому списку, позволяя изменять температуру внутри резервуара.
Численные методы и подходы, распространенные в современных симуляторах:
Большинство современных программ моделирования FD позволяют строить трехмерные представления для использования в моделях как всего месторождения, так и отдельных скважин. Двумерные приближения также используются в различных концептуальных моделях, таких как поперечные сечения и двумерные радиальные сеточные модели.
Теоретически, конечно-разностные модели позволяют дискретизировать резервуар с использованием как структурированных, так и более сложных неструктурированных сеток для точного представления геометрии резервуара. Локальное измельчение сетки (более мелкая сетка, встроенная в грубую сетку) также является функцией, предоставляемой многими симуляторами для более точного представления эффектов многофазного потока вблизи ствола скважины. Эта «мелкая сетка» вблизи стволов скважин чрезвычайно важна при анализе таких проблем, как образование конусов воды и газа в резервуарах. Другие типы симуляторов включают конечные элементы и линии тока.
Представление разломов и их передаточных способностей — это расширенные функции, предоставляемые во многих симуляторах. В этих моделях передаточные способности межклеточного потока должны быть рассчитаны для несмежных слоев за пределами обычных соединений сосед-сосед.
Моделирование естественного излома (известное как двойная пористость и двойная проницаемость) — это усовершенствованная функция, которая моделирует углеводороды в плотных матричных блоках. Поток происходит из плотных матричных блоков в более проницаемые сети трещин, которые окружают блоки, и в скважины.
Симулятор черной нефти не учитывает изменения в составе углеводородов по мере разработки месторождения, за исключением растворения или выделения растворенного газа в нефти, а также испарения или выпадения конденсата из газа.
Композиционный симулятор резервуара рассчитывает PVT-свойства фаз нефти и газа после их подгонки под уравнение состояния (EOS) в качестве смеси компонентов. Затем симулятор использует подогнанное уравнение EOS для динамического отслеживания движения как фаз, так и компонентов в месторождении. Это достигается за счет увеличения затрат на время настройки, время вычислений и память компьютера.
Корреляционная относительная проницаемость
Имитационная модель вычисляет изменение насыщенности трех фаз (нефть, вода и газ) и давление каждой фазы в каждой ячейке на каждом временном шаге. В результате снижения давления, как в исследовании истощения резервуара, газ будет выделяться из нефти. Если давление увеличивается в результате закачки воды или газа, газ снова растворяется в нефтяной фазе.
Проект моделирования разрабатываемого месторождения обычно требует «исторического сопоставления», где историческая добыча и давление на месторождении сравниваются с расчетными значениями. На ранней стадии было осознано, что это по сути процесс оптимизации, соответствующий максимальному правдоподобию . Таким образом, его можно автоматизировать, и существует множество коммерческих и программных пакетов, разработанных именно для этого. Параметры модели корректируются до тех пор, пока не будет достигнуто разумное соответствие на полевой основе и, как правило, для всех скважин. Обычно сопоставляются обводненность продукции или водонефтяные и газонефтяные соотношения.
Другие инженерные подходы
Без моделей FD оценки извлечения и дебиты нефти также могут быть рассчитаны с использованием многочисленных аналитических методов, которые включают уравнения материального баланса (включая метод Хавлена–Оде и Тарнера), методы фракционных кривых потока (такие как метод одномерного вытеснения Бакли–Леверетта , метод Дейтца для наклонных структур или модели конусообразования) и методы оценки эффективности вытеснения для анализа заводнений и кривых падения. Эти методы были разработаны и использовались до традиционных или «обычных» инструментов моделирования в качестве вычислительно недорогих моделей, основанных на простом однородном описании резервуара. Аналитические методы, как правило, не могут охватить все детали данного резервуара или процесса, но, как правило, численно быстры и иногда достаточно надежны. В современной разработке резервуаров они, как правило, используются в качестве инструментов скрининга или предварительной оценки. Аналитические методы особенно подходят для оценки потенциальных активов, когда данные ограничены, а время имеет решающее значение, или для широких исследований в качестве инструмента предварительного скрининга, если необходимо оценить большое количество процессов и/или технологий. Аналитические методы часто разрабатываются и продвигаются в академических кругах или внутри компании, однако существуют также коммерческие пакеты.
Программное обеспечение
Для моделирования резервуаров доступно множество программ. Наиболее известные (в алфавитном порядке):
Открытый исходный код:
Симулятор BOAST – Black Oil Applied Simulation Tool (Boast) – это бесплатный программный пакет для моделирования резервуаров, доступный в Министерстве энергетики США. [1] Boast – это числовой симулятор IMPES (конечно-разностное неявное давление – явная насыщенность), который сначала находит распределение давления для заданного временного шага, а затем вычисляет распределение насыщенности для того же временного шага изотермически. Последний выпуск был в 1986 году, но он остается хорошим симулятором для образовательных целей.
MRST – MATLAB Reservoir Simulation Toolbox (MRST) разработан SINTEF Applied Mathematics как набор инструментов MATLAB®. Набор инструментов состоит из двух основных частей: ядра, предлагающего базовую функциональность и однофазные и двухфазные решатели, и набора дополнительных модулей, предлагающих более продвинутые модели, просмотрщики и решатели. MRST в основном предназначен как набор инструментов для быстрого прототипирования и демонстрации новых методов моделирования и концепций моделирования на неструктурированных сетках. Несмотря на это, многие из инструментов довольно эффективны и могут применяться к удивительно большим и сложным моделям. [2]
OPM – Инициатива Open Porous Media (OPM) предоставляет набор инструментов с открытым исходным кодом, ориентированных на моделирование потока и переноса жидкостей в пористых средах. [3]
Коммерческий:
SLB ПЕРЕСЕЧЕНИЕ [4]
SLB ECLIPSE – Первоначально разработан ECL (Exploration Consultants Limited) и в настоящее время принадлежит, разрабатывается, продается и поддерживается Digital and Integration (ранее известной как GeoQuest ), подразделением SLB . Название ECLIPSE изначально было аббревиатурой от "ECL´s Implicit Program for Simulation Engineering". Симуляторы включают моделирование черной нефти, композиционное, термическое конечного объема и моделирование линий потока. Дополнительные опции включают локальные уточнения сетки, метан угольных пластов, операции на газовых месторождениях, усовершенствованные скважины, связь резервуаров и поверхностные сети. [5]
tNavigator от Rock Flow Dynamics поддерживает моделирование черного масла, композиционного и термического состава и ускоряется как центральными, так и графическими процессорами на ноутбуках, рабочих станциях и кластерах высокопроизводительных вычислений [6]
ECHELON , от Stone Ridge Technology: полностью неявный симулятор, единственный полностью ускоренный на GPU симулятор резервуара для формул черного масла. [7]
ESTD Co. RETINA Simulation – RETINA Simulation – это программное обеспечение для моделирования залежей черной нефти и композиционных пластов, полностью разработанное в Engineering Support and Technology Development Company (ESTD). [8]
CMG Suite (IMEX, GEM и STARS) – Computer Modelling Group в настоящее время предлагает три симулятора: симулятор черной нефти, называемый IMEX, композиционный / нетрадиционный симулятор, называемый GEM, и симулятор термических и передовых процессов, называемый STARS. [9]
Sensor , от Coats Engineering, представляет собой симулятор черной нефти и композиционного резервуара, разработанный в начале 1990-х годов доктором Кейтом Х. Коутсом, основателем индустрии коммерческого моделирования резервуаров (Intercomp Resource and Development, 1968). Sensor является последним из многих симуляторов резервуаров, разработанных доктором Коутсом.
XXSim — это универсальный композиционный симулятор резервуара на основе EOS с полностью неявной формулировкой. Он позволяет любым компонентам появляться и оставаться в любых жидких фазах (водных, нефтяных и паровых). Его можно упростить до обычных или традиционных модулей черной нефти, композиционных и термических модулей. Его также можно расширить до полностью термического симулятора на основе EOS. [10]
Tempest MORE — это симулятор резервуара, предлагающий варианты расчета черной нефти, состава и температуры. [11]
ExcSim , полностью неявный 3-фазный 2D модифицированный симулятор пласта черной нефти для платформы Microsoft Excel [12]
Landmark Nexus – Nexus – это симулятор нефтяного и газового резервуара, изначально разработанный как «Falcon» компаниями Amoco , Los Alamos National Laboratory и Cray Research . В настоящее время он принадлежит, разрабатывается, продается и поддерживается Landmark Graphics, продуктовой сервисной линией Halliburton . Nexus постепенно заменит VIP или Desktop VIP, предыдущее поколение симулятора Landmark. [ необходима цитата ]
Plano Research Corporation FlowSim — это полностью неявный 3-фазный, 3-мерный, симулятор резервуара с конечной разностью для черной нефти и композиционного резервуара с LGR, двойной пористостью и двойной проницаемостью, а также параллельными возможностями. [13]
ReservoirGrail от GrailQuest использует запатентованный подход, называемый Time Dynamic Volumetric Balancing [14], для моделирования резервуаров во время первичной и вторичной добычи . [15]
DeepSim от Under Palm Trees — это полностью неявный, 3-фазный, композиционный конечно-разностный симулятор резервуара для телефонов и планшетов на базе Android. [18] [19]
TTA/PetroStudies предлагает полноценный симулятор черной нефти Exodus с модулем вспомогательной исторической адаптации (Revelations), который может изменять пористость/проницаемость/структуру/чистую плотность/начальное давление/насыщенность/глубину контакта для соответствия наблюдаемым расходам/кумулятивным значениям/давлениям скважин. [20] Revelations запускает несколько случаев на общих сетевых компьютерах. Exotherm предлагает термическое моделирование SAGD, CSS с дискретизированным потоком в стволе скважины до поверхности.
Моделирование Meera — это гибридный инструмент прогнозирования добычи на основе искусственного интеллекта и физики для планирования и составления бюджета операций, разработанный компанией Target Solutions LLC. [21]
Приложение
Моделирование резервуара в конечном итоге используется для прогнозирования будущей добычи нефти, принятия решений и управления резервуаром. Современная структура для управления резервуаром — это оптимизация замкнутого цикла разработки месторождения (CLFD), которая использует моделирование резервуара (вместе с геостатистикой, ассимиляцией данных и выбором репрезентативных моделей) для оптимальных операций с резервуаром.
