Создание моделей нефтяных месторождений и выполнение на их основе расчетов разработки месторождений — одно из основных направлений деятельности инженеров и исследователей-нефтяников. На основе геолого-физической информации о свойствах нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения, рассмотрения возможностей систем и технологий его разработки создают количественные представления о разработке месторождения в целом. Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения представляет собой модель его разработки, состоящую из модели пласта и модели процесса разработки месторождения. Модели пластов и процессы добычи 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 можно использовать любую комбинацию моделей пласта и процесса разработки, если эта комбинация наиболее точно отражает свойства и процессы пласта. При этом выбор той или иной модели пласта может повлечь за собой учет каких-либо дополнительных особенностей модели процесса и наоборот.
Модель пласта следует отличать от его расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пласта. Например, модель пласта может представлять собой стратифицированный неоднородный коллектор. В расчетной схеме резервуар с одной и той же моделью может быть представлен как резервуар круглой формы, прямолинейный резервуар и т.п.
Основы
Представление подземного разлома на структурной карте, созданной с помощью программного обеспечения Contour Map для газового и нефтяного резервуара глубиной 8500 футов на месторождении Эрат, округ Вермилион , Эрат, Луизиана . Разрыв слева направо в верхней части контурной карты указывает на линию разлома . Эта линия разлома находится между синими/зелеными контурными линиями и фиолетовыми/красными/желтыми контурными линиями. Тонкая красная круглая контурная линия в центре карты указывает на верхнюю часть нефтяного резервуара. Поскольку газ плавает над нефтью, тонкая красная контурная линия отмечает зону контакта газа и нефти.
Традиционные конечно-разностные симуляторы доминируют как в теоретической, так и в практической работе по моделированию пласта. Традиционное FD-моделирование опирается на три физические концепции: сохранение массы , изотермическое поведение фазы жидкости и приближение Дарси о течении жидкости через пористую среду. Тепловые имитаторы (чаще всего используемые для применения с тяжелой сырой нефтью ) добавляют к этому списку сохранение энергии , позволяя изменять температуру внутри пласта.
Численные методы и подходы, распространенные в современных симуляторах:
Большинство современных программ гидродинамического моделирования позволяют создавать трехмерные представления для использования в моделях всего месторождения или одной скважины. Двумерные аппроксимации также используются в различных концептуальных моделях, таких как поперечные сечения и двумерные модели радиальной сетки.
Теоретически конечно-разностные модели позволяют дискретизировать резервуар с использованием как структурированных, так и более сложных неструктурированных сеток для точного представления геометрии резервуара. Локальное уточнение сетки (более мелкая сетка, встроенная в грубую сетку) также является функцией, предоставляемой многими симуляторами для более точного представления эффектов многофазного потока в призабойной зоне скважины. Это «уточненное построение сетки» вблизи стволов скважин чрезвычайно важно при анализе таких проблем, как образование конусов воды и газа в пластах. Другие типы симуляторов включают симуляторы конечных элементов и линии тока.
Представление разломов и возможностей их распространения — это расширенная функция, предоставляемая во многих симуляторах. В этих моделях проводимость потока между ячейками должна рассчитываться для несмежных слоев за пределами традиционных соединений сосед-сосед.
Моделирование естественных трещин (известное как двойная пористость и двойная проницаемость) — это усовершенствованная функция, позволяющая моделировать углеводороды в блоках с плотной матрицей. Приток происходит из блоков с плотной матрицей в более проницаемую сеть трещин, окружающих 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.
Симулятор композиционного пласта рассчитывает PVT-свойства нефтяной и газовой фаз после их согласования с уравнением состояния (EOS) как смеси компонентов. Затем симулятор использует подобранное уравнение EOS для динамического отслеживания движения как фаз, так и компонентов в полевых условиях. Это достигается за счет увеличения затрат времени на установку, времени вычислений и памяти компьютера.
Корреляционная относительная проницаемость
Имитационная модель рассчитывает изменение насыщенности трех фаз (нефти, воды и газа) и давление каждой фазы в каждой ячейке на каждом временном шаге. В результате снижения давления, как при исследовании истощения пласта, газ будет высвобождаться из нефти. Если давление увеличивается в результате закачки воды или газа, газ повторно растворяется в нефтяной фазе.
Проект моделирования разрабатываемого месторождения обычно требует «исторического сопоставления», когда историческая добыча и давление на месторождении сравниваются с расчетными значениями. На раннем этапе стало понятно, что это, по сути, процесс оптимизации, соответствующий максимальному правдоподобию . Таким образом, его можно автоматизировать, и существует множество коммерческих и программных пакетов, предназначенных именно для этого. Параметры модели корректируются до тех пор, пока не будет достигнуто разумное соответствие на месторождении и обычно для всех скважин. Обычно добываемая обводненность или водонефтяной фактор и газовый фактор совпадают.
Другие инженерные подходы
Без моделей FD оценки нефтеотдачи и дебиты нефти также могут быть рассчитаны с использованием многочисленных аналитических методов, которые включают уравнения материального баланса (включая метод Хавлены-Оде и метод Тарнера), методы дробных кривых потока (такие как метод одномерного вытеснения Бакли-Леверетта , метод одномерного вытеснения Бакли-Леверетта, метод метод Дейца для наклонных структур или моделей конуса), а также методы оценки эффективности охвата для паводков и анализа кривой падения. Эти методы были разработаны и использовались до традиционных или «обычных» инструментов моделирования как недорогие в вычислительном отношении модели, основанные на простом описании однородного пласта. Аналитические методы, как правило, не могут охватить все детали данного резервуара или процесса, но обычно являются быстрыми численными методами и иногда достаточно надежными. В современной разработке месторождений они обычно используются в качестве инструментов отбора или предварительной оценки. Аналитические методы особенно подходят для оценки потенциальных активов, когда данные ограничены и время критично, или для широких исследований в качестве инструмента предварительного отбора, если необходимо оценить большое количество процессов и/или технологий. Аналитические методы часто разрабатываются и продвигаются в научных кругах или внутри компании, однако существуют и коммерческие пакеты.
Программное обеспечение
Для моделирования пласта доступно множество программ. Наиболее известные (в алфавитном порядке):
Открытый источник:
BOAST – Симулятор Black Oil Applied Simulation Tool (Boast) – это бесплатный пакет программного обеспечения для моделирования пластов, доступный от Министерства энергетики США. [1] Boast — это численный симулятор IMPES (конечная разность неявного давления и явного насыщения), который сначала находит распределение давления для заданного временного шага, а затем рассчитывает распределение насыщения для того же изотермического временного шага. Последний выпуск вышел в 1986 году, но он по-прежнему остается хорошим симулятором для образовательных целей.
MRST – Набор инструментов MATLAB Reservoir Simulation Toolbox (MRST) разработан компанией SINTEF Applied Mathematics как набор инструментов MATLAB®. Набор инструментов состоит из двух основных частей: ядра, предлагающего базовые функции и одно- и двухфазные решатели, а также набора дополнительных модулей, предлагающих более продвинутые модели, средства просмотра 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 инструменты весьма 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:
СЛБ- ПЕРЕСЕЧЕНИЕ [4]
SLB ECLIPSE — первоначально разработан компанией ECL (Exploration Consultants Limited), а в настоящее время принадлежит, разрабатывается, продается и поддерживается компанией Digital and Integration (ранее известной как GeoQuest ), подразделением SLB . Название ECLIPSE изначально было аббревиатурой от «Неявная программа ECL для моделирования». Симуляторы включают моделирование мазута, композиционное моделирование, термическое моделирование конечного объема и моделирование линий тока. Дополнительные варианты включают усовершенствование локальной сети, метан угольных пластов, эксплуатацию газовых месторождений, современные скважины, соединение резервуаров и наземные сети. [5]
tNavigator от Rock Flow Dynamics поддерживает моделирование мазута, композиционное и термокомпозиционное моделирование 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 симулятор пласта с полным ускорением на графическом процессоре для составов черной нефти. [7]
RETINA Simulation от ESTD Co. – RETINA Simulation – это программное обеспечение для моделирования нефтяных месторождений и композиционного коллектора, полностью разработанное в компании по инженерной поддержке и развитию технологий (ESTD). [8]
CMG Suite (IMEX, GEM и STARS) – Группа компьютерного моделирования в настоящее время предлагает три симулятора: симулятор черной нефти под названием IMEX, композиционный/нетрадиционный симулятор под названием GEM и симулятор тепловых и сложных процессов под названием STARS. [9]
Sensor , разработанный компанией Coats Engineering, представляет собой симулятор черной нефти и композиционного резервуара, разработанный в начале 1990-х годов доктором Китом Х. Коутсом, основателем индустрии коммерческого моделирования резервуаров (Intercomp Resource and Development, 1968). Sensor — последний из многих симуляторов пласта, разработанных доктором Коутсом.
XXSim — это комплексный симулятор пласта общего назначения на основе EOS с полностью неявной формулировкой. Он позволяет любым компонентам появляться и оставаться в любых жидких фазах (водной, масляной и паровой). Его можно упростить до обычного или традиционного мазутного, композиционного и термического модулей. Его также можно расширить до теплового симулятора, полностью основанного на EOS. [10]
Tempest MORE — это симулятор пласта, предлагающий варианты мазута, состава и термической обработки. [11]
ExcSim , полностью неявный трехфазный 2D-модифицированный симулятор резервуара черной нефти для платформы Microsoft Excel [12]
Landmark Nexus – Nexus — это симулятор нефтяных и газовых резервуаров, первоначально разработанный как «Falcon» компаниями Amoco , Лос-Аламосской национальной лабораторией и Cray Research . В настоящее время он принадлежит, разрабатывается, продается и поддерживается компанией Landmark Graphics, подразделением обслуживания продуктов компании Halliburton . Nexus постепенно заменит VIP или Desktop VIP, предыдущее поколение симулятора Landmark. [ нужна цитата ]
Plano Research Corporation FlowSim — это полностью неявный трехфазный трехмерный симулятор коллектора с конечной разностью черной нефти и состава с LGR, двойной пористостью, двойной проницаемостью и параллельными возможностями. [13]
В программе ReservoirGrail компании GrailQuest используется запатентованный подход, называемый динамической объемной балансировкой во времени [14], для моделирования резервуаров во время первичной и вторичной добычи . [15]
DeepSim компании Under Palm Trees — это полностью неявный трехфазный композиционный симулятор коллектора с конечной разностью для платформы телефонов и планшетов Android. [18] [19]
TTA/PetroStudies предлагает полноценный симулятор черной нефти Exodus с модулем вспомогательной адаптации истории (Revelations), который может изменять пористость/проницаемость/структуру/эффективную продуктивность/начальное давление/насыщенность/глубину контакта в соответствии с наблюдаемыми дебитами/кумулятивными показателями/давлениями в скважинах. . [20] Revelations запускает несколько дел на компьютерах в общей сети. Exotherm предлагает термическое моделирование SAGD, CSS с дискретным потоком скважины до поверхности.
Моделирование Meera — это гибридный инструмент искусственного интеллекта и физики для прогнозирования добычи, предназначенный для планирования операций и составления бюджета от Target Solutions LLC. [21]
Приложение
Моделирование резервуара в конечном итоге используется для прогнозирования будущей добычи нефти, принятия решений и управления месторождением. Современной основой управления разработкой месторождения является оптимизация разработки месторождения с обратной связью (CLFD), которая использует моделирование резервуара (вместе с геостатистикой, ассимиляцией данных и выбором репрезентативных моделей) для оптимальной эксплуатации месторождения.
