Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

Цифровые фильтрационные модели являются средством математического моделирования процессов в коллекторах. В численных моделях область моделирования представляется в виде конечного числа ячеек, взаимодействие между которыми рассчитывается численными методами. Современные фильтрационные модели – это комплекс программ гидродинамического моделирования, подготовки исходных данных, обработки и анализа результатов.

Моделирование пласта является сложной и дорогостоящей процедурой. Несмотря на то, что оно быстро становится популярным методом для принятия решения о разработке коллектора, его следует рассматривать как одни из вариантов из набора методов, имеющихся в распорящении инженера-разработчика.

Все методы моделирования могут быть разделены на:

ü Аналитические методы, например, поведение притока, материальный баланс, поведение вертикального подъема, образование водяных конусов

ü Цифровые имитационные модели

Когда анализируется только часть производственной системы, лучше всего применять аналитические методы. Однако они имеют свои недостатки:

ü Нелинейные величины в уравнениях потока игнорируются

ü Геометрия пласта упрощается

ü Предполагаются однородные и изотропные свойства пласта

ü Предполагается упрощенное распределение флюидов или единственная фаза.

Имитационные модели пласта представляют его в виде сетки блоков вплоть до пространственного вида. Каждому блоку предписаны свойства пласта и флюидов (пористость, проницаемость, капиллярное давление и т.д.). Эти свойства являются усредненными величинами для блока сетки, поэтому разрешающая способность определения пласта ограничивается размером блока. Для общей имитации температурный эффект не моделируется: предполагается изотермический процесс.

Все модели по своей сути предназначены для решения уравнений материального баланса в сочетании с уравнением движения, в частности законом Дарси. Эти уравнения решаются различными методами.

Для прогнозирования показателей многомерной двухфазной фильтрации В.Л. Даниловым и Р.М. Кацем был предложен численно-аналитический метод, названный методом зональной линеаризации. Он обладает хорошей точностью, но неприменим в общем случае к неоднородным пластам.

Эфросом Д.А. был предложен метод неизменных трубок тока, т.е. изменение насыщенности отслеживалось вдоль некоторых неизменных линий тока. Широко применялся в нашей стране и за рубежом, однако не обладает достаточной точностью.

Наиболее универсальным и эффективным методом численного интегрирования уравнений многофазной фильтрации является метод конечных разностей, суть которого заключается в последовательном решении преобразованной системы дифференциальных уравнений в частных производных: сначала относительно давления, а затем относительно одной из насыщенностей.

Все описанные выше математические модели ориентированы на детерминированное описание объекта разработки, что далеко не соответствует всей сложности неоднородного строения пористой среды, в которой происходит течение флюидов в процессе разработки залежей. Поэтому становится актуальным статистический подход и трактовка пористых сред и фильтрационных процессов как случайных полей. Что и отражает стохастический метод решения уравнений теории фильтрационных процессов.

Чаще всего на практике используется модель черной нефти, в которой описывается три фазы: тяжелые УВ (нефть), легкие УВ (газ) и вода. Отношения между флюидными фазами, давлением и температурой определяются свойствами PVT. Для простоты расчета свойства PVT вводятся при помощи уравнения описания состояния.

Результаты моделирования пласта включают информацию на определенных временных шагах:

ü Объемы добычи и закачки

ü Флюидонасыщенность и давления

Такую информацию можно проверять многими способами:

ü По скважине или группе скважин

ü По слою

ü По месторождению или сектору месторождения

ü