Модификация модели материального баланса CRM для условий трехфазного потока

Abstract

Емкостно-резистивные модели (CRM) представляют собой ряд упрощенных моделей материального баланса, которые используют данные о добыче и закачке для оценки межскважинного взаимодействия и прогнозирования добычи. Область их применения охватывает оптимизацию режимов работы скважин, оценку эффективности заводнения и управление пластовым давлением. Применение таких моделей не требует значительных вычислительных и временных затрат, что позволяет использовать их в условиях, требующих оперативного принятия решений. Несмотря на большое количество публикаций, посвященных совершенствованию CRM и расширению их диапазона применимости, в этих моделях по-прежнему существуют некоторые ограничения и незатронутые области исследования. Среди таких ограничений можно выделить отсутствие учета многофазного потока в пласте, что приводит к снижению качества прогнозирования в условиях значительного изменения обводненности продукции скважины. Появление свободного газа в пласте из-за снижения давления ниже давления насыщения способствует существенному изменению характера потока, что не учитывается в рамках CRM. В данной статье представлена модифицированная модель на основе CRM для условий трехфазного потока (нефть, вода, газ). Приведены результаты численных экспериментов на реальных скважинах, демонстрирующих лучшее качество прогнозирования в сравнении с классической моделью CRMP.

Capacitance Resistance Models (CRM) are a series of simplified material balance models that use production and injection data to evaluate downhole interactions and estimate production. The field of application covers optimization of well operation conditions, assessment of flooding performance and reservoir pressure management. The use of such models does not require significant computational and time costs, which allows them to be applied in conditions requiring prompt decision-making. Despite the large number of publications devoted to improving CRMs and expanding their range of applicability, there are still some limitations and unaffected areas of research in these models. Such limitations include disregarding the multiphase flow in a reservoir, which leads to a decrease in the predicting quality in conditions of significant changes in the water cut. The appearance of free gas in a reservoir due to a decrease in pressure below the bubble-point pressure results in significant changes in the flow pattern, which is not taken into account in a CRM model. This paper describes a modified CRM-based model for three-phase flow conditions (oil, water, gas). The results of numerical experiments in real wells are shown, demonstrating the best predicting quality in comparison with a classical CRMP model.