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.