Please use this identifier to cite or link to this item: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/3318
Title: Новый метод прогнозирования динамики обводненности скважин с использованием результатов CRMP-моделирования
Other Titles: A new approach to water cut forecasting based on results of capacitance resistance modeling
Authors: Бекман, А. Д.
Поспелова, Т. А.
Зеленин, Д. В.
Bekman, A. D.
Pospelova, T. A.
Zelenin, D. V.
Keywords: взаимовлияние скважин; обратная задача; Capacitance-Resistive Models; CRM; прогноз обводненности; well interaction; inverse problem; water cut forecast
Issue Date: 2020
Publisher: Тюменский государственный университет
Citation: Бекман, А. Д. Новый метод прогнозирования динамики обводненности скважин с использованием результатов CRMP-моделирования / А. Д. Бекман, Т. А. Поспелова, Д. В. Зеленин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика / главный редактор А. Б. Шабаров. – Тюмень : Изд-во Тюм. гос. ун-та, 2020. – Т. 6. – № 1(21). – С. 192-207.
Series/Report no.: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика
Abstract: Для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, актуальными задачами являются оперативный анализ разработки и оптимизация режимов работы нагнетательных скважин. Требование оперативности часто заставляет отказываться от использования трехмерных гидродинамических моделей в пользу аналитических, таких как CRMP. Использование моделей CRMP позволяет оперативно оценивать тенденции влияния нагнетательных скважин на добывающие и строить достоверные краткосрочные прогнозы по добыче жидкости. Дополнение традиционной (однофазной) CRMP-модели моделью обводненности позволяет также прогнозировать дебиты нефти добывающих скважин и расширяет возможности оперативного анализа сложившейся системы разработки. Помимо этого, адекватная модель обводненности позволяет использовать модель CRMP для решения задачи оптимизации режимов работы нагнетательного фонда скважин. В настоящей статье рассмотрены основные известные модели обводненности, применяемые совместно с моделью CRMP, приведен краткий анализ их достоинств и недостатков. Предложена новая авторская математическая модель обводненности («мультихарактеристическая модель»), позволяющая установить роль каждой нагнетательной скважины в изменении обводненности рассматриваемой добывающей. Также описан алгоритм адаптации, т. е. подбора неизвестных коэффициентов модели, реализованный в ПО «Ариадна» (разрабатывается в ООО «Тюменский нефтяной научный центр»). Низкая вычислительная сложность алгоритма позволяет оперативно моделировать участки, содержащие до нескольких сотен скважин. Приведены результаты экспериментов по использованию новой математической модели на синтетической модели нефтеносного пласта. Результаты прогнозирования обводненности сопоставляются с результатами известных ранее методов. Обозначены ограничения для использования новой модели, а также направления для ее развития.
For oil fields that are at a late stage of development, urgent tasks are the operational analysis of the development and optimization of the operating modes of injection wells. The demand for responsiveness often forces one to abandon the use of three-dimensional hydrodynamic models in favor of analytical ones such as CRMP. Using CRMP models allows you to quickly assess the trends in the impact of injection wells on producing wells and build reliable shortterm forecasts for fluid production. Supplementing the traditional (single-phase) CRMP model with a water cut model also allows predicting oil production rates for producing wells and expands the capabilities of an operational analysis of the existing development system. In addition, an adequate water cut model allows using the CRMP model to solve the problem of optimizing the operating modes of the injection well stock. This article discusses the main known water cut models used in conjunction with the CRMP model, provides a brief analysis of their advantages and disadvantages. A new authorial mathematical model of water cut (“multi-characteristic model”) is proposed, which allows to establish the role of each injection well in changing the water content of the considered producer. An adaptation algorithm is also described, that is, the selection of unknown model coefficients implemented in Ariadna software (developed by Tyumen Petroleum Research Center LLC). The low computational complexity of the algorithm allows you to quickly simulate areas containing up to several hundred wells. The results of experiments on the use of a new mathematical model on a synthetic model of an oil reservoir are presented. The results of predicting water cut are compared with the results of previously known methods. The restrictions for using the new model, as well as directions for its development are indicated.
URI: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/3318
ISSN: 2411-7978
2500-3526
Appears in Collections:Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика

Files in This Item:
File SizeFormat 
192_207.pdf1.68 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.