Развитие методов математического моделирования для проектирования и анализа разработки нефтегазоконденсатных месторождений

• Автор: Назаров, Андрей Владимирович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Ухта
• Количество страниц: 427 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ПРОГНОЗА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1 Л. Исследования в области многофазного моделирования

1Л Л. Исследования в области математического моделирования фильтрации

ненасыщенных углеводородных систем в рамках модели типа Black oil

1Л .2. Исследования в области понижения размерности математических

моделей

1 Л.З. Исследования в области идентификации параметров математических

моделей разработки месторождений природных углеводородов

1Л .4. Исследования в области математического моделирования течения

“меченого” компонента
1Л .5. Исследования в области построения сеток для конечно-разностных

1 Л.6. Исследования в области представления скважины при математическом
моделировании
1 Л.7. Исследования в области экспериментального и математического моделирования процессов активного воздействия на пласт
1.2. Методы оптимизации при проектировании разработки
1.3. Математические модели фильтрации в трещиновато-пористом коллекторе
1.3.1. Математические модели фильтрации в резко-неоднородных пластах.
1.3.2. Модели для слоистых пластов
1.3.3. Концепция вложенных сред
1.4. Модели скважины и интерпретация результатов промысловых исследований
1.4.1. Газогидродинамические исследования скважин
1.4.2. Исследования в области моделирования горизонтальных скважин
1.5. Исследования в области повышения конденсатоотдачи
1.5.1. Повышение конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений путем нагнетания углеводородного газа
1.5.2. Повышение конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений путем нагнетания неуглеводородных газов

1.5.3. Повышение конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений углеводородными растворителями
1.5.4. Заводнение газоконденсатных месторождений
1.5.5. Комбинированная закачка газа и воды в газоконденсатные месторождения
ГЛАВА 2. ТРЕХМЕРНАЯ ТРЕХФАЗНАЯ ТРЕХКОМПОНЕНТНАЯ (ЗНЗРНЗС) МОДЕЛЬ
2.1. Подходы к выводу разностных уравнений. Принцип эквивалентности..
2.2. Постановка задачи
2.3. Аппроксимация нелинейностей и расчет матрицы Якоби
2.4. Оптимизация вычислительного процесса при решении разностных уравнений
2.5. Расчет распределения отборов по стволу скважины
2.6. Примеры использования и границы применимости ЗБЗРЬЗС-модели.Л
2.6.1. Профильная задача для газоконденсатной залежи
2.6.2. Трехмерная двухфазная модель элемента разработки газоконденсатной залежи
2.6.3. Профильная задача для нефтяной залежи
2.7. Расчет течения “меченого” компонента и его приложения
ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО РАЗЛИЧНЫМ КРИТЕРИЯМ
3.1. Постановка задачи
3.2. Геолого-промысловая характеристика месторождений
3.3. Распределение отборов по эксплуатационному фонду газовой залежи при условии равенства давлений на входе в сборных пункт (базовый подход)
3.4. Минимизация фильтрационных потерь в призабойных зонах скважин
3.5. Максимизация средневзвешенного по отборам пластового давления
3.6. Оптимизация добычи жидких углеводородов
ГЛАВА 4. МОДЕЛЬ МНОГОФАЗНОГО ТЕЧЕНИЯ В ТРЕЩИНОВАТОПОРИСТОМ КОЛЛЕКТОРЕ
4.1. Уточнение уравнений Г.И. Баренблатта - Ю.П. Желтова
4.2. Постановка задачи и методы решения разностных уравнений

4.3. Результаты численных экспериментов
4.3.1. Профильная задача для газовой залежи с краевой водой
4.3.2. Испытания модели на данных 7-го теста БРЕ
4.4. Повышение эффективности активного воздействия на карбонатный пласт
4.4.1. Профильная задача для нефтяной залежи
4.4.2. Профильная задача для газоконденсатной залежи
4.4.3. Моделирование барьерного заводнения нефтяной оторочки Ванейвисского НГКМ
4.5. Адаптация моделей реальных объектов по данным разработки
4.5.1. Скважина №
4.5.2. Вуктыльское НГКМ
4.5.3. Астраханское ГКМ
ГЛАВА 5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
5.1. Уравнения неразрывности в цилиндрических координатах
5.2. Уточнение координат узлов разностной сетки
5.3. Учет нарушения закона Дарси
5.4. Исследование скважин на продуктивность
5.4.1. Влияние зональной неоднородности на характер КВД
5.4.2. Влияние слоистой неоднородности на результаты исследований методом установившихся отборов
5.4.3. Влияние многофазного течения
5.4.4. Моделирование трещины
5.5. Газоконденсатные исследования
5.6. Вопросы интерпретации результатов исследований скважин
5.6.1. Интерпретация результатов исследований скважины №57-Югид
5.6.2. Моделирование гидропрослушивания на скважинах 561 и 283 Уренгойского месторождения
ГЛАВА 6. МОДЕЛИРОВАНИЕ СЕГРЕГАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ
6.1. Математическое моделирование физических экспериментов на насыпных и керновых моделях

Авторы [91] предлагают определять оптимальную депрессию путем поиска минимума суммарных затрат на бурение скважин и величину буферного объема газа при эксплуатации ПХГ. Бузинов С.Н. в своих работах решает задачу достижения максимальной производительности ПХГ в заданный период времени при отборе заданного объема газа [54], оптимизация размещения ПХГ с технологическими параметрами, позволяющими достичь заданный уровень газоснабжения с минимальными затратами [56].
Кляжникова Д.П. [192] отбор нефти ограничивает предельными затратами на прирост 1 т добычи нефти в стране. Авторы [405] выбрали в качестве целевой функции приведенные затраты на единицу добычи газа, пропорциональные кумулятивному числу скважино-лет и добыче.
За критерий оптимальности выбрана экономическая эффективность различных вариантов разработки [280] - максимальное повышение производительности общественного труда или снижение стоимости продукции. Наилучшим считается тот вариант, который обеспечивает заданный отбор газа при минимальных суммарных расчетных затратах на единицу добытого газа.
Другие исследователи использовали ограничения по капитальным вложениям и эксплуатационным затратам [74, 75].
В качестве ограничения использовался показатель замыкающих затрат [401], который в настоящее время не используется при оценке экономической эффективности вариантов разработки.
Авторы работы [52] провели сравнение методов экономической оценки проектных вариантов разработки газовых месторождений. Эффективность капитальных вложений сравнивали по эффективности приведенных затрат: лучшим признавался тот вариант, по которому они оказывались минимальными.
Обобщая сравнимость вариантов разработки применительно к газовым месторождениям, следует отметить, что они сводятся к соблюдению сопоставимости затрат и эффекта по следующим показателям: годовой объем и качество продукции, интегральный учет фактора времени и рассмотрение общего срока разработки месторождения, учет воспроизводственных затрат на ГРР и охрану окружающей среды, обеспечивающих непрерывность производства, полное восстановление основных промышленно-производственых фондов за общий срок разработки месторождения, применение одинаковых цен и предела разработки месторождения по каждому варианту. Отмечается, что необходимы ещё системный подход с эквиваленти-рованием внешних и внутренних связей всех вариантов со смежными подотраслями народного хозяйства и экстремальное решение энергоэкономических задач на оптимум.
Использование при оценке эффективности капитальных вложений критерия приведенных затрат предполагает сравнимость вариантов по объему годового производства и учет разновременности вложения средств.