Оценка эффективности искусственных методов воздействия на пласт на основе гидродинамической модели месторождения Западный Апшерон

Abstract

Актуальность. Применение современных подходов к выбору методов воздействия на пласт на месторождениях, находящихся на начальной стадии разработки, является одним из серьезных факторов, влияющих на эффективность этого процесса. Геологические и гидродинамические модели углеводородных коллекторов играют важную роль в прогнозировании результатов различных геолого-технологических мероприятий. С этой целью при построении точной гидродинамической модели месторождения был разработан новый метод промежуточных начал для восстановления данных. Цель. На основе трехмерных геолого-гидродинамических моделей продуктивных горизонтов Западно-Апшеронского нефтяного месторождения Азербайджана были смоделированы методы повышения нефтеотдачи. Также подробно рассмотрена оценка эффективности этих методов. Методы. При построении модели пласта использовались данные скважин, данные о добыче нефти, газа и воды по каждой скважине, измеренные начальные и текущие пластовые и другие давления, пластовая температура, информация о физико-химико-термодинамических свойствах пластовых флюидов и результаты других научных исследований, проведенных на том же месторождении. При отсутствии точной информации об исходном состоянии месторождения, а также при частичном отсутствии или неточности данных в некоторых интервалах долгосрочных показателей добычи исследовались различные методы восстановления информации для построения гидродинамической модели, а также способы минимизации негативного влияния таких неопределенностей на работу модели. С этой целью при построении модели месторождения был разработан и применён новый метод, названный методом промежуточных начал. Результаты и выводы. На основе гидродинамической модели исследован выбор более эффективного метода воздействия на пласт, смоделированы процессы закачки в пласт воды, полимерного раствора, горячей воды и пара, определена оптимальная схема размещения новых добывающих и нагнетательных скважин. В заключение были спрогнозированы и сравнены показатели месторождения в соответствии с различными вариантами, полученными в результате гидродинамического моделирования

Relevance. The application of modern approaches in selecting stimulation methods in fields in the initial stage of development is one of the serious factors affecting the efficiency of the process. Geological and hydrodynamic models of hydrocarbon reservoirs play an important role in predicting the results of various geological-technological events. Aim. To stimulate the methods to maintain the production rate and enhanced oil recovery techniques based on the three-dimensional geological and hydrodynamic models of the productive horizons of Azerbaijan Western Absheron oil field, to consider evaluation effectiveness of these methods in a detailed manner. Methods. While building the reservoir model, the authors have used well data, oil, gas and water production data for each well, measured initial and current formation and other pressure data, formation temperature, information on physicalchemical-thermodynamic properties of formation fluids and other scientific research results conducted in the same oil field. When there is no accurate information about the initial condition of the field, as well as when the data is partially insufficient and inaccurate in some intervals of the long-term production performance, the authors investigated the methods of restoring information in different ways for building a hydrodynamic model, and studied the ways to minimize the negative impact of this type of uncertainty on the model. For this purpose, a new method called intermediate initialization was developed and applied to the construction of the reservoir model. Results and conclusions. The authors investigated the selection of more efficient stimulation method on the basis of the hydrodynamic model, simulated the processes of water, polymer solution, hot water and steam injection into the formations, defined the optimal placement scheme of new production and injection wells. The field performance was predicted and compared according to various options obtained from hydrodinamic modelling