Статья: Численное моделирование поверхностно-активных веществ полимерного заводнения совместно с заводнением слабосоленной водой в Matlab на примере месторождения «Нефть Дашлары» (2024)

Прогнозирование добычи нефти играет важную роль в эффективной разработке месторождения нефти. Это помогает скорректировать действующую систему разработки месторождения. Детальное и точное прогнозирование уровня добычи нефти необходимо для оценки экономической и технологической эффективности разработки месторождения нефти. Прогнозирование уровня добычи можно осуществить различными способами. Одним из таких может быть использование специального программного обеспечения (tNavigator и др.). Использование данного программного обеспечения иногда сопряжено с длительными расчетами, поэтому для оперативного прогнозирования уровня добычи возможно использование других инструментов, таких как машинное обучение.

Использование машинного обучения и искусственного интеллекта в нефтегазовой отрасли приобретает все большую популярность в последние годы, поскольку, используя исторические данные по добыче, возможно прогнозирование уровней добычи нефти/жидкости. Кроме того, для аналогичных целей могут быть использованы аналогичные месторождения со схожими геологическими характеристиками и историей эксплуатации. Помимо использования машинного обучения и искусственного интеллекта, в качестве инструмента прогнозирования возможно применение анализ кривой падения.

Учитывая важность прогнозирования с точки зрения стратегического планирования, предлагается широкий спектр методов для получения точных прогнозов, основанных на характере доступных данных и вычислительной мощности. В данной статье представлен всесторонний анализ инструментов, используемых для долгосрочного прогнозирования добычи нефти, включая алгоритмы машинного обучения и анализ кривой падения добычи (DCA). Представлены результаты применения модели с долговременной и кратковременной памятью и ее практическая применимость на примере ее использования на скважине кандидате.

Поднимается вопрос определения свойств горных пород различной насыщенности флюидами и связи изменений этих свойств от стадии разработки месторождения нефти. Приведен минеральный состав исследуемых глинистых образцов пород-коллекторов нефти. Описан процесс изменения прочностных и упругих свойств породы от различной насыщенности керосином и водой. Приведены графики зависимостей предела прочности при одноосном сжатии, модуля упругости и коэффициента Пуассона для пород различной насыщенности флюидами. Снижение прочности и модуля упругости образцов породы при полном замещении керосина водой достигает 15–20 %, а в сравнении с результатами, полученными для образца в воздушно-сухом состоянии, снижение этих же свойств достигает 30–40 %. Исходя из проведенных теоретических и практических исследований, становится очевидной необходимость определения прочностных и упругих свойств горных пород в зависимости от их насыщенности в реальных условиях на месторождении. Приведены результаты фильтрационных исследований для образцов глинистых пород. Установлено, что снижение пластового давления способствует необратимому снижению проницаемости исследованных глинистых пород. Отсюда следует, что внедрение систем поддержания пластового давления на месторождении необходимо осуществлять как можно раньше. Приведен пример расчета относительных фазовых проницаемостей, распределения давления в пласте при постоянном дебите, построены графики распределения фронта вытеснения нефти водой по годам разработки месторождения при плоскорадиальном притоке в скважину. Приведены зависимости коэффициента упругоемкости и пьезопроводности породы от насыщенности флюидами. Полученные результаты и установленные зависимости рекомендуется использовать при прогнозировании изменения прочностных, упругих и фильтрационно-емкостных свойств глинистых пород порового типа на различных стадиях разработки месторождений нефти, в том числе для планирования проведения геолого-технологических мероприятий.

Анализируется проблема изменчивости абсолютной проницаемости карбонатного сложнопостроенного коллектора в вертикальном и латеральном направлениях. В рамках работы проведен детальный анализ всего имеющегося кернового материала изучаемого карбонатного объекта. По результатам исследований полноразмерных образцов керна установлено, что изменчивость абсолютной проницаемости зависит от типа карбонатной породы, которая может быть осложнена вторичными изменениями, такими как наличие трещиноватости и кавернозности. Описанный в данной работе методический подход позволил произвести типизацию сложнопостроенного карбонатного коллектора, выделяя несколько типов плотных, низкопористых, пористых, кавернозно-пористых, трещиноватых пород. Выявлено, что каждый тип карбонатного коллектора имеет определенную корреляцию с параметром проницаемости и ее изменчивости в различных направлениях пласта. Установлено, что доля типов карбонатного коллектора значительно отличается от скважины к скважине, следовательно, данный факт оказывает влияние на фильтрационные процессы, на степень и равномерность выработки, а также на темпы обводнения скважин. Следующим этапом работы осуществлен учет изменчивости параметра проницаемости в действующей геолого-гидродинамической модели изучаемого объекта путем создания кубов абсолютной проницаемости в направлениях Y и Z через систему множителей согласно выявленным корреляционным зависимостям. Оценка эффективности представленного метода типизации и учета изменчивости проницаемости осуществлена путем сопоставления результатов моделирования с фактическими промысловыми данными. Всего рассмотрено два варианта реализации геолого-гидродинамической модели продуктивного карбонатного пласта. Первый вариант модели подразумевает стандартный способ создания, второй вариант соответствует разработанному методическому подходу. При сопоставлении выявлено, что геолого-гидродинамическая модель, созданная с учетом типизации и соответствующей ей изменчивости, с более высокой точностью воспроизводит фактическую добычу.

Рассматривается один из аспектов формирования углеводородного потенциала основной нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) верхнедевонско-турнейского возраста в разрезе осадочного чехла территории Пермского края. Предметом изучения являются основные химико-битуминологические характеристики рассеянного органического вещества (РОВ) пород данной толщи. Выборка параметров, собранная для изучения толщи, содержит более чем 4300 определений. Основной целью исследования является дифференциация рассеянного органического вещества пород в зависимости от распределения величин битумоидного коэффициента и степени обогащенности толщ органическим углеродом. По условиям формирования верхнедевонско-турнейская толща пород характеризуется максимальным развитием на данной территории благоприятных геохимических фаций, в условиях которых происходит преобразование РОВ в углеводороды нефтяного ряда. Статистический анализ средних значений химико-битуминологических параметров подтвердил сингенетичность РОВ вмещающей породе с высокой степенью преобразованности и обогащенности миграционно-способными битумоидами, что позволяет считать данную толщу нефтегазогенерировавшей и обеспечившей формирование нефтегазоносности разреза. Далее, опираясь на фундаментальные исследования, в частности зависимость Успенского- Вассоевича, была впервые количественно обоснована дифференциация РОВ девонско-турнейской толщи на сингенетичное, смешанное и эпигенетичное. Исследуя выборку методами регрессионного и дискриминантного анализов, было показано, что выделенные типы РОВ, статистически различны по соотношению параметров С орг и β, что доказывает их отношение кбитумоидам различного типа. Для каждого выделенного типа РОВ в объеме стратиграфических подразделений основной НГМТ были также статистически установлены различные типы соотношений исследуемых параметров С орг и β. В результате проведения исследований автором установлено индивидуальное процентное распределение типов РОВ для каждого горизонта верхнедевонско-турнейской нефтегазоматеринской толщи и статистически доказано их различие по соотношению С орг и β, характеризующих индивидуальную интенсивность и направленность процессов преобразования битумоидов в микронефть. Установлено, что в этой толще максимально широким развитием эпигенетических битумоидов характеризуется собственно доманиковый горизонт.

Актуальность работы обусловлена тем, что в ближайшие годы предстоит наиболее полно изучить нефтегазоносность глубокопогруженных отложений осадочного чехла, залегающих на глубинах более 4 км. Одним из методов, который позволяет решить данную задачу наиболее эффективно, является построение вероятностно-статистических моделей. При этом применяются сравнение средних значений и плотностей распределения (статистики – t и χ2), корреляционный анализ, регрессионный анализ, в том числе пошаговый, а также дискриминантный анализ. В результате этих расчетов определены принципиальные различия в тектонических условиях формирования исходных концентраций органического углерода ( и ) С орг до начала процессов генерации углеводородов (УВ) для изучаемых типов органического вещества (ОВ) – сапропелевого, смешанного и гумусового. Сравнение средних значений и С орг позволило установить наличие статистических различий между типами ОВ в глубокопогруженных отложениях Верхнепечорской впадины. Поскольку данная структура имеет типичное для краевых прогибов асимметричное строение, проведено сравнение двух тектонических зон – западной и восточной, отвечающих внешнему и внутреннему ее бортам. Корреляционный анализ показал, что между изучаемыми показателями наблюдаются связи различной степени тесноты и направленности. С помощью линейного дискриминантного анализа по комплексу тектонических показателей установлена дифференциация по типам ОВ и тектоническим зонам. Выполненный пошаговый регрессионный анализ подтвердил существенное различие в процессах накопления ОВ сапропелевого и гумусового типов, а также в западных и восточных районах впадины. Таким образом, статистический анализ показал определяющую роль тектонических факторов в процессах формирования концентраций и С орг . Кроме того, были построены уравнения регрессии, описывающие зависимости и С орг от тектонических показателей, позволяющих прогнозировать эту важнейшую характеристику нефтегазоматеринских пород.