Том 336 № 11 (2025)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2025/11/4889
Внедрение альтернативной методологии адаптации гидродинамических моделей для повышения эффективности оценки проектного фонда бурения
Актуальность. Исследование посвящено повышению точности прогнозных расчетов гидродинамических моделей. В настоящий момент трехмерное моделирование играет важнейшую роль в процессе проектирования и оценки проектного фонда скважин, именно поэтому необходимо искать новые методологии и алгоритмы адаптации и актуализации моделей, позволяющие снизить погрешность подсчетных параметров и повысить достоверность расчетов. Актуальность работы продиктована обострившимися в настоящее время разногласиями по вопросам выбора источников входной информации для гидродинамических моделей. Гидродинамическая модель строится на этапе исследовательских и проектных работ и обобщает все имеющиеся знания об объекте разработки на текущий момент. Гидродинамическая модель должна содержать переработанную (осмысленную) информацию по геологическому строению, свойствам пластовых флюидов, фазовым проницаемостям, начальному состоянию системы. При этом результаты моделирования необходимо согласовывать с данными геологоразведочных работ и эксплуатации скважин. На сегодняшний день нет однозначного ответа на вопрос, какие виды исследований будут определяющими, например, какие из методов (ГИС, ГДИС, керн или данные эксплуатации) более корректно описывают поле проницаемостей в гидродинамической модели месторождения. Именно альтернативному подходу к адаптации гидродинамической модели посвящена данная работа. Цель. Повысить точность прогнозных расчетов гидродинамической модели за счет применения альтернативной методологии адаптации. Оценить перспективность внедрения проектного фонда скважин. Методы. Гидродинамическое моделирование исследуемого объекта с применением ПО tNavigator; оценка сходимости прогноз–факт по четырем версиям адаптации гидродинамической модели; определение скважин-кандидатов с отрицательным экономическим эффектом от реализации; расчет профилей добычи на разных проектных сетках уплотняющего бурения. Результаты и выводы. Построены четыре гидродинамические модели пласта НП8. Оценена точность сходимости фактических и расчетных параметров по каждому из вариантов. Разработан алгоритм, позволяющий повысить прогностическую способность гидродинамической модели. Оценена эффективность проектного фонда бурения скважин и предложены оптимизационные мероприятия. Проведена оценка экономической эффективности от предлагаемых нововведений.
Ключевые слова:
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение, моделирование, адаптация, проектный фонд скважин, прогнозирование профилей добычи
Библиографические ссылки:
1. Taber J.J. Technical screening guides for the enhanced recovery of oil. SPE annual technical conference and exhibition. San Francisco, Society of Petroleum Engineers, 1983. pp. 75–84.
2. Negin C., Ali S., Xie Q. Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery. Petroleum, 2017, no. 3 (2), pp. 197–211.
3. Olajire A.A. Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in the petroleum industry: prospects and challenges. Energy, 2014, no. 77, pp. 963–982.
4. Husein M. Preparation of nanoscale organosols and hydrosols via the phase transfer route. Journal of Nanoparticle Research, 2017, no. 19 (12), pp. 1–18.
5. Gbadamosi A.O., Junin R., Manan M.A., Yekeen N., Agi A., Oseh J.O. Recent advances and prospects in polymeric nanofluids application for enhanced oil recovery. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 2018, no. 66, pp. 1–19.
6. Wasan D.T., Nikolov A.D. Spreading of nanofluids on solids. Nature, 2003, no. 423, pp. 156–159.
7. Bahraminejad H., Manshad A.K., Iglauer S., Keshavarz A. NEOR mechanisms and performance analysis in carbonate/sandstone rock coated microfluidic systems. Fuel, 2022, no. 309, pp. 122327. DOI: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.122327
8. Rodriguez P.E., Roberts M., Yu H., Huh C., Bryant S.L. Enhanced migration of surface-treated nanoparticles in sedimentary rocks. SPE annual technical conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers. New Orleans, Louisiana, 2009. pp. 164–172.
9. Reddi L.N., Ming X., Hajra M.G., Lee I.M. Permeability reduction of soil filters due to physical clogging. Journal of Geotechnical and Geoenvironmental Engineering, 2000, no. 126 (3), pp. 236–246.
10. Alnarabiji M.S., Husein M.M. Application of bare nanoparticle-based nanofluids in enhanced oil recovery. Fuel, 2020, no. 267, pp. 117262. DOI: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.117262
11. Liberman A., Mendez N., Trogler W.C., Kummel A.C. Synthesis and surface functionalization of silica nanoparticles for nanomedicine. Surface Science Reports, 2014, no. 69 (2), pp. 132–158.
12. Franco C.A., Cortes F.B. Formation damage in oil and gas reservoirs: nanotechnology applications for its inhibition/remediation. New York, Nova Science Publ., 2018. 345 p.
13. Brant J., Lecoanet H., Wiesner M.R. Aggregation and deposition characteristics of fullerene nanoparticles in aqueous systems. Journal of Nanoparticle Research, 2005, no. 7, pp. 545–553.
14. Caldelas F., Murphy M., Huh C., Bryant S. Factors governing distance of nanoparticle propagation in porous media. SPE Production and Operations Symposium. Oklahoma City, Oklahoma, USA, 2011. pp. 48–63.
15. Manshad A.K., Ali J.A., Haghighi O.M., Sajadi S.M., Keshavarz A. Oil recovery aspects of ZnO/SiO2 nano-clay in carbonate reservoir. Fuel, 2022, no. 307, pp. 121927. DOI: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.121927
16. Chengzhi Ts., Guzev M.A., Poplygin V.V., Kunitsky A.A. Forecasting the permeability of the bottom-hole zone of the formation under wave action. Notes of the Mining Institute, 2022, no. 258, pp. 998–1007. (In Russ.)
17. Tohidi Z., Teimouri A., Jafari A., Gharibshahi R., Omidkhah M.R. Application of Janus nanoparticles in enhanced oil recovery processes: current status and future opportunities. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, no. 208 (D), pp. 109602. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109602
18. Kobayashi M., Juillerat F., Galletto P., Bowen P., Borkovec M. Aggregation and charging of colloidal silica particles: effect of particle size. Langmuir, 2005, no. 21 (13), pp. 5761–5769.
19. Zhang T., Davidson D., Bryant S.L., Huh C. Nanoparticle-stabilized emulsions for applications in enhanced oil recovery. SPE improved oil recovery symposium. Society of Petroleum Engineers. Oklahoma, USA, 2010. pp. 82–94.
20. Ilkhani M., Bayat A.E., Harati S. Applicability of methane foam stabilized via Nanoparticles for enhanced oil recovery from carbonate porous media at various temperatures. Journal of Molecular Liquids, 2022, no. 367 (B), pp. 120576. DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.molliq.2022.120576
