Anatoliy V. Stepanov

The article offers an approach to tuning of heavy oil deposition model from weakly-cemented reservoir with geomechanic effects. This effects appear as changing permeability at the downhole zone near the injection well. Researchers think that the nature of low-density zones occurrence related to increasing of the resistance factor which is influenced with increasing of filtration velocity. High filtration velocity is caused by polymer flooding increasing. This work was made with basis on hydrodynamic model of the pilot area where are the experiments of displacement of heavy oil during polymer flooding. There are not only well history-matching but assessment of hydrodynamic model prediction ability. Keeping of geomechanic effects allows to achieve the adequate reproduction dynamic of fact bottom-hole pressure during polymer solution injection. Application of the given approach leads to uncertainty reduction and improved prediction reliability.

Microscaled modeling of laboratory experiments, which needs adaptation a number of parameters of numerical model of a composite kern building, uses for the applying results of flowing laboratory experiments in sector and full hydrodynamic models of occurrences. Adaptation of parameters of numerical kern model shall be carried out at reproduction measured variables of flowing experiments. Moreover, there are uncertainties of filtration and capacitance properties related to heterogeneity of kern samples and instability of heated polymer’ displacement front. Iteration algorithm is developed and implemented in this article. Algorithm provides adapting of series synthetic hydrodynamic models of laboratory experiments. At the first adapting step the whole range of uncertainties of a series of laboratory experiments is taken into account. Minimization of number of variable parameters and model’ adaptation error realizes on all iteration steps. To increase the reliability of adaptation, the spectrum of 1D models is supplements with synthetic 3D models with stochastic distribution of heterogeneity in porosity and permeability. This process allows take processes of filtration in polymer adsorption conditions and heterogeneity of collector properties into account more fully while modeling. In addition, it can help to specify variable parameters with scaling on different numerical grids. Developed algorithm tested on heated polymer’ displacement experiments, determination of the relative phase permeability as a function of temperature. Decreased uncertainties of variable parameters, which are relative phase permeability as a function of concentration of polymer solution, residual resistance factor, dependence of the viscosity of the polymer solution on the shear rate, is the results of method’s application. Then these results transfers to the adaptation process of sector and full hydrodynamic models.

При разработке месторождений высоковязкой нефти геолого-физические условия оказывают определяющее влияние на выбор метода воздействия на пласт. В настоящее время для пластов ПК1-7 Русского газонефтяного месторождения изучаются химические методы воздействия. Моделирование химического воздействия для месторождений высоковязкой нефти требует применения детальных секторных моделей, в которых адекватно учитываются все ключевые физические процессы. Выполнено деление месторождения на характерные зоны, которые имеют существенные отличия по параметрам, критичным для моделирования соответствующей технологии. В каждой из зон построена секторная модель. С учетом лабораторных исследований сформирован набор данных для моделирования полимерного заводнения. В отсутствие собственных исследований предложена схема подготовки исходных данных для моделирования ASP. В частности, подготовлены ОФП в зависимости от капиллярного числа, что позволяет учесть комбинированное влияние любого сочетания компонентов и их концентраций. Выполнен значительный объем вычислительных экспериментов с закачкой растворов полимеров и ASP. Среди прочего рассмотрены вопросы оптимальных концентраций разных агентов, время начала и длительность их закачки в зависимости от геологических условий и степени обводнения скважин, подобрана оптимальная сетка скважин, выполнен анализ чувствительности и экономическая оценка. Закачка полимерных растворов приводит к снижению обводненности и приросту добычи нефти в сравнении с вариантом с закачкой воды. Прирост добычи сдерживается ограничением по забойному давлению — применение целевых концентраций приводит к отложенной во времени дополнительной добыче и снижению рентабельности, при этом фиксируется падение пластового давления из-за низкой компенсации закачкой. Предложена оптимальная схема реализации полимерного заводнения в данных условиях. ASP-заводнение показало технологическую эффективность для Русского месторождения в сравнении с закачкой воды/полимера. Однако в текущих экономических предпосылках метод нерентабелен.

Эффективная разработка нефтяных месторождений невозможна без надежного понимания уровня взаимовлияния между скважинами. Для оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин существует масса вычислительных методов, использующих самые разные физико-математические модели. Многолетняя практика использования этих методов свидетельствует о том, что получаемая оценка не всегда одинакова даже на качественном уровне. Поэтому актуально с одной стороны объективно понимать возможности существующих методов, и, с другой стороны, разрабатывать новые методы. Целью работы было формирование обзора существующих методов оценки взаимовлияния скважин, включая новый метод, основанный на разбиении расчетной области на полигоны Вороного с учетом материального баланса между полигонами. Количество полигонов соответствует количеству скважин, внешние границы полигонов могут быть как непроницаемыми, так и проницаемыми, с возможностью задания потока. Всего в статье обсуждается 11 методов, в т. ч. широко используемый статистический анализ данных и наиболее ресурсоемкий — гидродинамическое моделирование. В статье также приводятся результаты применения нескольких методов для оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин. Расчеты выполнены на примере синтетической модели нефтяной залежи, расположенной в неоднородном пласте. Получено, что применение различных методов к одному и тому же нефтяному объекту может давать неоднозначную оценку. На основании этого делается вывод, что не существует универсальных методов оценки взаимовлияния скважин, а наиболее надежные для практического применения результаты можно получить, если использовать вычислительно эффективный и при этом физически содержательный подход.