Применение инструментов прокси-моделирования для оценки коэффициента полезной закачки для нефтяного месторождения

Abstract

Настоящая работа посвящена совместному использованию физически содержательных прокси моделей разного уровня сложности для определения коэффициента полезной закачки. Коэффициент полезной закачки – это параметр, который отражает долю закачиваемой жидкости, попадающую в пласт и совершающую полезную работу по поддержанию пластового давления и вытеснению нефти из пласта. Подбор коэффициента полезной закачки при использовании полноценной гидродинамической модели является затруднительным ввиду высоких требований к вычислительным и временным ресурсам. Поэтому для расчета данного коэффициента является оправданным использование подхода упрощенного прокси-моделирования, которое позволяет дать оценку искомому параметру в приемлемые сроки. Задача поиска коэффициента полезной закачки относится к обратным задачам. В качестве прокси-моделей использовались: модель материального баланса по месторождению в целом и для системы гидродинамически связанных участков, модель емкость-сопротивление (CRM) и двумерная фильтрационная модель. Порядок используемых моделей соответствует иерархическому принципу «от простого к сложному». Основываясь на известной истории разработки нефтяного месторождения (добыча, закачка жидкости, пластовое и забойное давление), были получены коэффициенты полезной закачки, было выполнено их сопоставление, проведен анализ полученных результатов.

This work is devoted to the joint use of physically based proxy models of different levels of complexity to determine the effective injection ratio factor. Effective injection factor is a parameter that reflects the proportion of injected fluid that enters the reservoir and does useful work to maintain reservoir pressure and displace oil from the reservoir. The selection of the effective injection factor when using a full-scale hydrodynamic simulator is difficult due to the high requirements for computational and time resources. Therefore, to calculate this coefficient, it is justified to use the simplified proxy modeling approach, which allows to evaluate the desired parameter in an acceptable time frame. The task of finding the effective injection ratio is related to inverse problems. The following were used as proxy models: a material balance model for the field as a whole and for a system of hydrodynamically connected blocks, a capacitance-resistance model (CRM) and a two-dimensional filtration model. The order of the models corresponds to the hierarchical principle «from simple to complex». Based on the history of oil field development (production, fluid injection, reservoir and bottomhole pressure), the effective injection coefficients were obtained, they were compared, and the analysis of the results was carried out.