Обоснование расчетной модели

Моделирование разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения проводится на основе гидродинамического ядра трехфазной фильтрации ECLIPSE 100 фирмы Шлюмберже (с моделированием газоконденсата в виде испаряемой нефти – VAPOIL) с подключением дополнительных опций ECLIPSE 200: «Network Option (Наземные сети)», «Multisegment Wells (Многозабойные скважины)», «Reservoir Coupling (Объединение резервуаров)».

С момента первой реализации (2002-2003 гг), комплексная модель Юрхаровского НГКМ видоизменялась несколько раз. Историю совершенствования модели можно проследить в работах [8,9,Х]. Постоянно-действующая модель месторождения являлась основой последних проектных документов и в настоящее время активно используется для оперативного планирования и управления разработкой.

Разработка эксплуатационных объектов Юрхаровского НГКМ проводится самостоятельными сетками скважин, однако в системе добычи и сбора газа используется единая обвязка скважин в кустах (в т.ч. скважин различных объектов) и единая система сбора газа. Использование опции «Наземные сети» необходимо для корректного моделирования распределения отбора газа между скважинами, который подчиняется не только «потенциалам» скважин и пластов, но и условиям соблюдения равного давления на устьях скважин одного куста, а также условию единого давления в точке входа шлейфов в УНТС. Моделирование характеристики ДКС позволяет добиться приемлимого соотношения «степень сжатия – расход газа», соответствующего принятой для расчетов максимальной мощности ДКС.

Опция «Многозабойные скважины» необходима для моделирования потерь давления при движении потока вдоль горизонтального ствола, а также для моделирования притока в многозабойных скважинах. Опция позволяет более точно моделировать продуктивность скважины и профиля притока, особенно при одновременном вскрытии нескольких пластов внутри одного объекта (V объект – БУ_3-7 и VI объект – БУ_8-10).

Комплексная модель Юрхаровского НГКМ состоит из шести отдельных гидродинамических моделей объектов разработки, которые могут быть объединены во взаимосвязанную систему с помощью опции «Объединение резервуаров». Для этого в прогнозных расчетах используется дополнительная (седьмая) модель, которая включает только систему сбора и ДКС и является управляющей для распределения общего (заданного) отбора в целом по месторождению между объектами. Использование независимых моделей объекта удобно для их раздельной настройки по истории разработки. Для моделирования разработки сеноманской газовой залежи возвратным фондом скважин (варианты 2 и 3), а также для моделирования перетока газа из ПК₁ в БУ_1-2 (вариант 4), модели I и IV объектов дополнительно объединены.

Не смотря на очевидные преимущества статуса постоянно-действующей, модель изначально включает большое количество неизвестных факторов, поскольку основная часть запасов углеводородов сосредоточена под акваторией Тазовской губы. В процессе исследовательских работ проведены необходимые исследования, направленные на снижение степени неопределенности параметров расчетной модели. На сегодняшний день можно уверенно обозначить аспекты, реализация которых в гидродинамической модели позволяет не только минимизировать вынужденную корректировку исходных параметров модели при воспроизведении истории разработки, но и получить более обоснованные прогнозные расчеты:

- При создании детальной геологической модели месторождения [12] использован новый способ расчета абсолютной проницаемости (по ГИС), зависящей как от открытой пористости, так и от связанной водонасыщенности. Данный подход дает возможность дифференцировать отдельные типы пород-коллекторов по фильтрационным характеристикам, выделить песчаные и алевролитовые пласты.

- По результатам лабораторных исследований керна [3] установлен вид кривых относительных фазовых проницаемостей (для систем, включающих воду, газ, газоконденсат и нефть) в коллекторах (*песчаниках), обладающих различными фильтрационными характеристиками. Получены обобщенные кривые для нескольких классов коллекторов. Установлен вид кривых капиллярных давлений в системе газ-вода, которые также обобщены для нескольких классов. Дифференцированное распределение характера насыщенности и ОФП в объеме модели реализовано при помощи опции ENDSCALE (Масштабирование концевых точек).

- По результатам исследований керна [3] получены данные по изменению пористости и проницаемости в зависимости от эффективного давления (пласты ПК₁₈, АУ₇, БУ_1-2, БУ_8-0, БУ_8-1), механические и упругие свойства пород-коллекторов (пласты БУ_8-0, БУ_8-1, БУ_9-2). Результаты экспериментов учтены в модели при помощи опции ROCKCOMP (Уплотнение породы).

- Новая технология проведения PVT-экспериментов, а также значительный объем газоконденсатных исследований скважин позволили адаптировать газоконденсатную характеристику основных объектов разработки, уточнить состав, физико-химические и термобарические свойства пластовых систем (см. подраздел 2.4.1).

Следует отметить, что каждая из перечисленных характеристик модели имеет точность определения. Однако решающие факторы неопределенности модели могут носить гораздо более случайный характер и не подчиняться каким-либо закономерностям. Так, например, значения практически всех выше перечисленных параметров (ОФП, анизотропия) с определенной степенью условности приняты функциями абсолютной проницаемости, которая зависит от коэффициента пористости и связанной водонасыщенности. В свою очередь, значения Кп и Ксв.в определенным образом распределены в объеме модели, поэтому оценить достоверность исходной трехмерной литологической модели можно только по результатам гидродинамического моделирования истории разработки, что также проведено в рамках работы.

Таким образом, комплексная модель Юрхаровского месторождения позволяет снизить риск проектных решений и повысить эффективность разработки.

Дата добавления: 2015-07-25