Прогнозные показатели были взяты из модели? - это один из часто задаваемых вопросов на защите проектов месторождений в ГКЗ.

 

Иногда бывает необходимым привести в соответствие результаты расчетов модели уровням добычи, заложенным в таблицах 8.1 проектного документа (Обоснование проекта плана добычи нефти, объема буровых работ).

Предлагаемая в данной статье методика позволяет решить поставленную задачу с помощью стандартных операций в гидродинамическом симуляторе Tempest.

Рассмотрим описание данной методики на примере месторождения из 3 добывающих скважин. По плану на данном месторождении предполагается бурение 28 добывающих скважин, 5 из которых будут переведены под нагнетание. Даты ввода скважин, очередность ввода, перфорации на скважинах предопределены и закладываются в модель до начала расчета.

В следующей таблице приводятся прогнозные показатели, на которые необходимо выйти на модели.

 

№№	1	35	54
ПОКАЗАТЕЛИ	Добыча нефти всего	Ср.дебит действующих скважин по жидкости	Закачка рабочего агента	GOPT	LPT	GWIT
Ед.изм	тыс.т	т/сут	тыс.м3	sm3/day	sm3/day	sm3/day
2013	49.6	91.09	0	167.4	136.6	0
2014	45.51	92.15	22.12	153.6	138.2	60.6
2015	54.1	61.47	28.71	182.5	92.21	78.65
2016	69.13	68.31	53.14	233.2	102.5	145.6
2017	69.93	36.13	33.13	235.9	54.2	90.75
2018	110	39.86	62.42	371	59.79	171
2019	115.7	46.12	78.57	390.3	69.18	215.3
2020	111	55.34	92.41	374.7	83.01	253.2
2021	104.4	65.08	106.2	352.2	97.62	291
2022	95.82	81.33	128.9	323.3	122	353.2
2023	84.07	113.2	162.7	283.7	169.8	445.7
2024	70.62	117.6	162.7	238.3	176.4	445.7
2025	56.87	120.5	159.5	191.9	180.8	437.1
2026	45.5	164.1	205.9	153.5	246.2	564.1
2027	35.94	412.6	486.1	121.3	618.8	1332

 

Для решения задачи требуется пересчитать показатели в параметры GOPT, LPT, GWIT.

GOPT =  Добыча нефти(1)*1000/(Плотность нефти*365)

LPT = 1,5*Ср.дебит действующих скважин по жидкости(35)

GWIT = Закачка рабочего агента(54)*1000/365

 

GOPT - это среднесуточный дебит нефти для группы скважин (в данном случае для группы ALL)

LPT - максимально возможный дебит жидкости для каждой из скважин группы. При вычислении LPT закладывается 50% коридор для добычи по жидкости.

GWIT - среднесуточная закачка для группы нагнетательных скважин.

 

Как вы уже догадались, мы будем закладывать в модель среднесуточный дебит нефти для всех добывающих скважин и среднесуточную закачку для всех нагнетательных. Симулятор способен сам рассчитать дебиты для скважин.

При определении дебита каждой скважины в симуляторе имеется два алгоритма. По первому алгоритму вам будет необходимо задать коэффициент эксплуатации для каждой скважины (WEFA), в соответствии с которым симулятор будет определять какая доля от добычи группы должна приходиться на дебит скважины (данная методика не очень хорошо себя зарекомендовала, т.к. инженеру требуется подбирать эти параметры вручную). По второму алгоритму гидродинамический симулятор Темпест сам определяет сколько должна добывать скважина в зависимости от ее продуктивности (этот метод более предпочтителен).

 Теперь перейдем к преобразованию исполняющего файла модели месторождения.

 

1. Необходимо добавить в секции  RECU следующую строчку:

GTAR POTN  / для определения дебита в зависимости от продуктивности скв

или

GTAR NET  / для определения дебита в зависимости от WEFA, заданного на каждую скв

 

2. В событиях на каждую проектную скважину должна быть запись, аналогичная следующей:

 

--для добывающей

P_1

01.07.2014 PROD

01.07.2014 PERF 1 26 0.168 0.00 1.00 zone

01.07.2014 OPT 150

01.07.2014 PLIM OIL 0.616 SHUT MIN

01.07.2014 PLIM WCT 0.98000 SHUT

--где ограничения следует задать свои.

--OPT - это максимально возможный среднесуточный дебит нефти за весь период эксплуатации добывающей скважины

 

--для добывающих скважин переходящих под нагнетание добавляются строчки

01.01.2021 SHUT

01.01.2021 INJE  WIT 200 BHPT 360

 

После событий для всех проектных скважин задаются следующие строки:

 

ALL

 01.01.2012 GOPT 50.27329779

01.01.2013 GOPT 167.3527229

01.01.2014 GOPT 153.5625886

01.01.2015 GOPT 182.5371817

01.01.2016 GOPT 233.2494658

01.01.2017 GOPT 235.9401183

01.01.2018 GOPT 371.0131372

01.01.2019 GOPT 390.2616338

01.01.2020 GOPT 374.6511685

01.01.2021 GOPT 352.1720984

01.01.2022 GOPT 323.2939863

01.01.2023 GOPT 283.6581436

01.01.2024 GOPT 238.2728406

01.01.2025 GOPT 191.8811185

01.01.2026 GOPT 153.5048948

01.01.2027 GOPT 121.2688669

 

ALL

 01.01.2012 GWIT 0

01.01.2013 GWIT 0

01.01.2014 GWIT 60.59933218

01.01.2015 GWIT 78.64807883

01.01.2016 GWIT 145.589539

01.01.2017 GWIT 90.75424584

01.01.2018 GWIT 171.0269774

01.01.2019 GWIT 215.2677534

01.01.2020 GWIT 253.1858804

01.01.2021 GWIT 290.9540915

01.01.2022 GWIT 353.2452935

01.01.2023 GWIT 445.7420383

01.01.2024 GWIT 445.6987283

01.01.2025 GWIT 437.1135473

01.01.2026 GWIT 564.1120679

01.01.2027 GWIT 1331.878655

 

ALL

 01.01.2012 LPT 36.6489571

01.01.2013 LPT 136.6391185

01.01.2014 LPT 138.225784

01.01.2015 LPT 92.20822136

01.01.2016 LPT 102.4670733

01.01.2017 LPT 54.19509591

01.01.2018 LPT 59.78733885

01.01.2019 LPT 69.17807597

01.01.2020 LPT 83.01369117

01.01.2021 LPT 97.62136785

01.01.2022 LPT 121.998818

01.01.2023 LPT 169.8395972

01.01.2024 LPT 176.3718894

01.01.2025 LPT 180.7683595

01.01.2026 LPT 246.1892897

01.01.2027 LPT 618.8303508

 

 

 В результате будет выполнен расчет с макимально приближенными значениями дебитов нефти и объемов закачки к проектным показателям.

 

 

Как видно из графика добыча нефти по расчету соответствует проектным показателям. Бывают случаи, когда скважины не способны добывать столько нефти, сколько заложено по проекту. В этой ситуации рекомендуется пересмотреть проект разработки.