СИСТЕМЫ АНАЛИЗА И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ

Рассматривается способ для определения взаимовлияния группы добывающих и нагнетательных скважин с использованием модуля гидродинамического моделирования. Полученные результаты взаимовлияния широко используются в практике – от поддержания пластового давления до эффективной оптимизации заводнения. Для моделирования процесса фильтрации многофазной смеси используются метод конечных элементов и специальная технология балансировки потоков через границы ячеек конечноэлементной сетки. Метод балансировки основан на подборе корректирующих добавок, удовлетворя-ющих минимуму функционала баланса объемов фильтрующейся смеси с регуляризацией. В модели взаимовлияния скважин используются полученная в результате гидродинамического моделирования зависимость устьевого давления, а также объемы закачиваемой и/или отбираемой смеси (с разными знаками). Для интересующей добывающей скважины устьевое давление аппроксимируется функцией от объемов закачиваемой смеси на группе соседних скважин. Коэффициенты регрессии находятся с помощью метода наименьших квадратов. Приведены исследования применения метода на трех характерных задачах, эмулирующих работу добывающих и нагнетательных скважин. Для оценки степени влияния соседней скважины на интересующую скважину вводится критерий значимости (коэффициент влияния) в виде отношений остаточных сумм квадратов отклонений. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что оцененное влияние скважин соответствует физике процесса – это подтверждает корректность работы разработанной процедуры анализа взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин, а также косвенно подтверждает правильность реализации модуля решения прямых задач. Задание гидродинамической модели, проведение расчетов, а также анализ взаимовлияния скважин реализованы в интерактивном режиме в автоматизированной программно-информационной системе.

1. Optimizing water-injection design in a shallow offshore reservoir / T. Clemens, G. Kienberger, M. Persaud, A. Suri, M.M. Sharma, M. Boschi, A.M. Øverland // SPE Production and Operations. – 2017. – Vol. 32, N 4. – P. 551–563.

2. Bautista J.F., Taleghani A.D. Prediction of formation damage at water injection wells due to channelization in unconsolidated formations // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 64. – P. 1–10. – DOI: 10.1016/j.petrol.2017.12.073.

3. Васильев В.В. Использование результатов оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации заводнения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 30–32.

4. The use of polymer-gel remediation for CO2 leakage through faults and fractures in the caprock / M.H. Mosleh, R. Govindan, J. Shi, S. Durucan, A. Korre // Energy Procedia. – 2017 – Vol. 114. – P. 4164–4171. – DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1557.

5. Обоснование положения водонефтяного контакта при геолого-гидродинамическом моделировании залежей нефти и газа / А.С. Некрасов, Д.В. Потехин, А.В. Шилов, М.А. Присяжнюк // Geomodel 2016 – 18th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. – Gelendzhik, 2016. – P. 156–161. – DOI: 10.3997/2214-4609.201602239.

6. Cao H., Crumpton P.I., Schrader M.L. Efficient general formulation approach for modeling complex physics // SPE Reservoir Simulation Symposium 2009. – The Woodlands, TX, 2009. – Vol. 2. – P. 1075–1086. – DOI: 10.2118/119165-MS.

7. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин, А.В. Степанов, А.В. Князев, А.В. Корытов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4,. № 3. – С. 146–164. – DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164.

8. Numerical simulation of water flooding in natural fractured reservoirs based on control volume finite element method / R.H. Zhang, L.H. Zhang, J.X. Luo, Z.D. Yang, M.Y. Xu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – Vol. 146. – P. 1211–1225. – DOI: 10.1016/j.petrol.2016.08.024.

9. Nick H.M., Matthäi S.K. A hybrid finite-element finite-volume method with embedded discontinuities for solute transport in heterogeneous media // Vadose Zone Journal. – 2011. – Vol. 10, N 1. – P. 299–312. – DOI: 10.2136/vzj2010.0015.

10. Nick H.M., Matthäi S.K. Comparison of three FE-FV numerical schemes for single- and two-phase flow simulation of fractured porous media // Transport in Porous Media. – 2011. – Vol. 90, N 2. – P. 421–444. – DOI: 10.1007/s11242-011-9793-y.

11. Interface control volume finite element method for modelling multi-phase fluid flow in highly heterogeneous and fractured reservoirs / A.S. Abushaikha, M.J. Blunt, O.R. Gosselin, C.C. Pain, M.D. Jackson // Journal of Computational Physics. – 2015. – Vol. 298. – P. 41–61. – DOI: 10.1016/j.jcp.2015.05.024.

12. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: пер. с англ. – М.: Недра, 1982. – 407 с.

13. Патрушев И.И., Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г. Исследование численного метода трехмерного моделирования процесса многофазной фильтрации // Обработка информации и математическое моделирование: материалы Российской научно-технической конференции (Новосибирск, 26–27 апр. 2018 г.). – Новосибирск: Изд-во СибГУТИ, 2018. – С. 85–92.

14. Соловейчик Ю.Г., Рояк М.Э., Персова М.Г. Метод конечных элементов для скалярных и векторных задач. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. – 869 с.

15. Flow balancing in FEM modelling of multi-phase flow in porous media / M.G. Persova, Yu.G. Soloveichik, A.M. Grif, I.I. Patrushev // Актуальные проблемы электронного приборостроения (АПЭП-2018) = 2018 14th International conference on actual problems of electronic instrument engineering (APEIE)-44894 proceedings, Новосибирск, 2–6 октября 2018 г.: в 8 т. – Новосибирск, 2018. – Т. 1, ч. 4. – С. 205–211.

16. Гриф А.М., Персова М.Г. Построение поверхностей слоев геологической модели нефтяного месторождения для моделирования процесса многофазной фильтрации // Наука. Технологии. Инновации: сборник научных трудов: в 9 ч., Новосибирск, 3–7 декабря 2018 г. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2018. – Ч. 2. – С. 121–125.