Масштабирование относительных фазовых проницаемостей как шаг к повышению качества гидродинамического моделирования

Полный текст:


Аннотация

При построении гидродинамической модели большое внимание уделяется ее адаптации к фактическим данным истории разработки. Но даже уже адаптированная модель может давать разные результаты при прогнозировании. Связано это с различием в исходных данных модели. Одни из важнейших характеристик, которые сильно могут повлиять на результат, – это относительные фазовые проницаемости (ОФП) в системе «нефть – вода». Были проведены расчеты моделей в Tempest 7.1 с различными ОФП для нефти и воды. Одни ОФП не масштабировались вовсе, другие – только по коэффициенту вытеснения, третьи – по коэффициенту вытеснения и подвижности. Каждый из этих случаев масштабирования был просчитан на трех вариантах расположения скважин. В первом варианте все скважины вертикальные и расположены по обращенной пятиточечной системе (всего 5 вертикальных скважин): 4 добывающих вертикальных скважины расположены по краям, 1 нагнетательная – в центре. Во втором – 1 вертикальная нагнетательная скважина в центре, по краям 2 добывающие горизонтальные скважины, расположенные на разных глубинах, в разных прослоях. Оба этих прослоя наиболее высокопроницаемые из всех, что заданы в модели. Горизонтальные стволы скважин находятся в параллельных плоскостях. В третьем варианте 1 вертикальная нагнетательная скважина расположена в центре, по краям 2 добывающие горизонтальные скважины, расположенные на одной абсолютной отметке. Обе – посередине одного прослоя, который является самым высокопроницаемым в модели. Горизонтальные стволы скважин находятся в параллельных плоскостях. На основании результатов расчетов были сделаны выводы о влиянии ОФП в системе «нефть – вода» на результаты расчета модели.


Об авторах

Я. В. Захаров
Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.
Россия

 Отдел разработки нефтяных месторождений. 

Бугульма, Республика Татарстан.



Д. К. Шайхутдинов
Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.
Россия

 Отдел разработки нефтяных месторождений. 

Бугульма, Республика Татарстан.



Список литературы

1. Зарипов А.Т., Низаев Р.Х., Шайхутдинов Д.К. Исследование эффективности применения неравномерных систем размещения скважин при разработке карбонатных отложений на примере башкирского объекта Черноозерского нефтяного месторождения: Сборник научных трудов ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 2014. Вып. 82. С. 59–68.

2. Шайхутдинов Д.К., Зарипов А.Т. Исследование эффективности вариантов разбуривания карбонатных отложений на примере башкирского объекта Черноозерского нефтяного месторождения // Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство: материалы Всерос. науч.-практ. конф., 14–18 апр. 2014 г. Альметьевск, 2014. Ч. 1. С. 134–139. (Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института).

3. Абсалямов Р.Ш., Музоваткин И.Н., Арзамасцев А.И., Шайхутдинов Д.К. Проектирование многоступенчатого гидроразрыва пласта для условий низкопроницаемых, слабодренируемых и неоднородных коллекторов башкирского и турнейского ярусов на основе гидродинамического моделирования // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». Казань: Центр инновационных технологий, 2013. Вып. 81. С. 145–149.


Дополнительные файлы

Для цитирования: Захаров Я.В., Шайхутдинов Д.К. Масштабирование относительных фазовых проницаемостей как шаг к повышению качества гидродинамического моделирования. Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015;(10):88-93.

For citation: Zakharov Y.V., Shaikhutdinov D.K. Upscaling of relative phases permeabilities improves reservoir modeling. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2015;(10):88-93. (In Russ.)

Просмотров: 279

Обратные ссылки

  • Обратные ссылки не определены.


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 2072-2745 (Print)
ISSN 2072-2761 (Online)