Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. «Газовая промышленность»
  4. Газовая промышленность 7.2023
Газовая Промышленность 7.2023

Научная статья

УДК 622.279
(UDK 622.279)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь
Купить журнал

ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (GEOLOGY AND GAS FIELDS DEVELOPMENT)

ОПЫТ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА АДАПТАЦИИ ПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЮБИЛЕЙНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(AUTOMATION OF THE GAS-WATER CONTACT HISTORY MATCHING IN CENOMANIAN RESERVOIR OF YUBILEYNOYE FIELD)

В настоящее время все бóльшая часть сеноманских газовых залежей месторождений Западной Сибири переходит на завершающую стадию разработки, характеризующуюся снижением добычи и значительным внедрением воды в залежи. При этом корректное воспроизведение динамики продвижения жидкости в гидродинамической модели становится критически важным для достоверного прогнозирования обводнения скважин и принятия эффективных и своевременных решений по планированию и проведению капитального ремонта скважин и геолого-технологических мероприятий.
Традиционный подход, при котором продвижение газоводяного контакта настраивается на последние замеры, оказывается неэффективным, в то время как адаптация на все исторические замеры связана с существенными трудозатратами и необходимостью использования значительных вычислительных мощностей. В целях уменьшения расходуемых ресурсов предлагается концептуальная схема автоматизированной адаптации гидродинамической модели на продвижение газоводяного контакта. Применение данного подхода на исследуемом месторождении (в качестве примера рассматривалось Юбилейное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком авт. окр.) позволило не только сократить время адаптации, но и качественно повысить уровень достоверности прогнозов.

At present, more and more of the Cenomanian gas reservoirs of Western Siberian fields are entering the final stage of development, characterized by a decrease in production and significant penetration of water into the reservoirs. In this situation, correct replication of fluid progression dynamics in the hydrodynamic model becomes crucial for reliable prediction of well flooding and making effective and timely decisions on planning and conducting well workover and geological and engineering activities.
The conventional approach, in which the gas-water contact progression is matched to the latest measurements, proves inefficient, while matching to all historical measurements is costly in terms of labor and requires significant computational capacity. With the aim of reducing the resources required, the authors propose a conceptual process for automated matching of hydrodynamic model to the progression of the gas-water contact. Use of this approach at the field being studied (Yubileynoye field in the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug was considered as an example) allowed not only for the reduction of the history matching duration, but also for qualitative increase of forecast reliability.

АВТОМАТИЗАЦИЯ, АДАПТАЦИЯ, СЕНОМАНСКАЯ ЗАЛЕЖЬ, ПОЛОЖЕНИЕ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА, АНИЗОТРОПИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

AUTOMATION, HISTORY MATCHING, CENOMANIAN RESERVOIR, GAS-WATER CONTACT POSITION, PERMEABILITY ANISOTROPY, HYDRODYNAMIC MODELING

И.Б. Дубив, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Санкт-Петербург, Россия), I_Dubiv@vniigaz.gazprom.ru

К.К. Курин, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», K_Kurin@vniigaz.gazprom.ru

Н.С. Фирулев, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», N_Firulev@vniigaz.gazprom.ru

В.В. Инякин, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», V_Inyakin@vniigaz.gazprom.ru

I.B. Dubiv, PhD in Engineering, Gazprom VNIIGAZ LLC (Saint Petersburg, Russia), I_Dubiv@vniigaz.gazprom.ru

K.K. Kurin, Gazprom VNIIGAZ LLC, K_Kurin@vniigaz.gazprom.ru

N.S. Firulev, Gazprom VNIIGAZ LLC, N_Firulev@vniigaz.gazprom.ru

V.V. Inyakin, Gazprom VNIIGAZ LLC, V_Inyakin@vniigaz.gazprom.ru

Ершов С.Е., Меркулов А.В., Кирсанов С.А. и др. Моделирование реакции водонапорного бассейна при разработке залежи на истощение с оценкой влияния водорастворенного газа на динамику внедрения пластовой воды // Газовая промышленность. 2014. № 12. С. 18–21.

Ли Дж., Ваттенбаргер Р.А. Инжиниринг газовых резервуаров. Ижевск: Ин-т компьютер. исслед., 2014. 918 с.

Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. 333 с.

Красовский А.В., Голофаст С.Л., Шандрыголов З.Н. Современные методы моделирования разработки газовых месторождений. Новосибирск: Наука, 2018. 200 с.

Carter R.D., Tracy G.W. An improved method for calculating water influx // Transactions of the AIME. 1960. Vol. 219, No. 01. P. 415–417. DOI: 10.2118/1626-G.

Fetkovich M.J. A simplified approach to water influx calculations-finite aquifer systems // J. Pet. Technol. 1971. Vol. 23, No. 07. P. 814–828. DOI: 10.2118/2603-PA.

Кайгородов С.В., Кириченко С.А., Самоловов Д.А. и др. Практические советы по гидродинамическому моделированию. Ижевск: Ин-т компьютер. исслед., 2019. 188 с.

Шандрыголов З.Н., Архипов Ю.А., Гумерова Н.В. и др. Метод адаптации подъема газоводяного контакта газовых месторождений // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 4 (124). С. 84–88. DOI: 10.31660/0445-0108-2017-4-84-88.

Усачев В.Д., Перемышцев Ю.А. Прогнозирование обводнения газовых залежей водоплавающего типа на примере месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2018. № 1. С. 12–17.

Усачев В.Д. Моделирование водонапорной системы сеноманской залежи по данным разработки и промысловой геофизики (на примере Ямбургского НГКМ) // Каротажник. 2016. № 12 (270). С. 75–87.

Breslavich I.D., Sarkisov G.G., Makarova E.S. Experience of MDA ensemble smoother practice for Volga-Ural Oilfield // Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow: SPE, 2017. Article ID SPE-187800-MS. DOI: 10.2118/187800-MS.

Schiozer D.J., Ligero E.L., Suslick S.B., et al. Use of representative models in the integration of risk analysis and production strategy definition // J. Pet. Sci. Eng. 2004. Vol. 44, No. 1–2. P. 131–141. DOI: 10.1016/j.petrol.2004.02.010.

Козырев Н.Д., Вишняков А.Ю., Путилов И.С. Оценка влияния параметров неопределенности на прогнозирование показателей разработки // Недропользование. 2020. Т. 20, № 4. С. 356–368. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.4.5.

Нарыгин Э.И., Коваленко А.П., Кузив К.Б. Опыт проведения многовариантных расчетов с автоматизированной системой построения гидродинамической модели месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 22–26. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-22-26.

Ershov SE, Merkulov AV, Kirsanov SA, Krasovsky AV, Sventsky SYu, Lysov AO. Modeling the response of an aquifer basin during pool development to depletion with an assessment of the effect of water-dissolved gas on the dynamics of formation water intrusion. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost’]. 2014; (12): 18–21. (In Russian)

Lee J, Wattenbarger RA. Gas Reservoir Engineering. Izhevsk, Russia: Institute of Computer Research [Institut komp’yuternykh issledovaniy]; 2014. (In Russian)

Zakirov SN. Theory and Design of the Development of Gas and Gas Condensate Fields. Moscow: Subsoil [Nedra]; 1989. (In Russian)

Krasovskiy AV, Golofast SL, Shandrygolov ZN. Modern Methods of Modeling the Development of Gas Fields. Novosibirsk, Russia: Science [Nauka]; 2018. (In Russian)

Carter RD, Tracy GW. An improved method for calculating water influx. Transactions of the AIME. 1960; 219(01): 415–417. https://doi.org/10.2118/1626-G.

Fetkovich MJ. A simplified approach to water influx calculations-finite aquifer systems. J. Pet. Technol. 1971; 23(07): 814–828. https://doi.org/10.2118/2603-PA.

Kaygorodov SV, Kirichenko SA, Samolovov DA, Akmadiyeva LI, Pleshanov NN. Practical Advice on Hydrodynamic Modeling. Izhevsk, Russia: Institute of Computer Research; 2019. (In Russian)

Shandrygolov ZN, Arkhipov YuA, Gumerova NV, Kurin KK, Morev MV. Method of adaptation of rise of gas-water contact of gas fields. Oil and Gas Studies [Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenij. Neft’ i gaz]. 2017; 124(4): 84–88. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2017-4-84-88. (In Russian)

Usachev VD, Peremyshtsev YuA. Prediction of water-flooding of floating-type gas deposits on the example of the western Siberian fields. Oilfield Engineering [Neftepromyslovoe delo]. 2018; (1): 12–17. (In Russian)

Usachev VD. Simulation of water-pressure system of Cenomanian pool from development and production logging data (on example of Yamburg oil and gas condensate field). Well Logger [Karotazhnik]. 2016; 270(12): 75–87. (In Russian)

Breslavich ID, Sarkisov GG, Makarova ES. Experience of MDA ensemble smoother practice for Volga-Ural Oilfield. In: SPE Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16–18 October 2017, Moscow, Russia. Moscow: SPE; 2017. article ID SPE-187800-MS. https://doi.org/10.2118/187800-MS.

Schiozer DJ, Ligero EL, Suslick SB, Costa APA, Santos JAM. Use of representative models in the integration of risk analysis and production strategy definition. J. Pet. Sci. Eng. 2004; 44(1–2): 131–141. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2004.02.010.

Kozyrev ND, Vishnyakov AYu, Putilov IS. Assessment of the uncertainty parameters influence on the development indicators forecasting. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering [Nedropol’zovanie]. 2020; 20(4): 356–368. https://doi.org/10.15593/2712-8008/2020.4.5. (In Russian)

Narygin EI, Kovalenko AP, Kuziv KB. Experience in conducting multivariate calculations with an automated system for constructing a hydrodynamic model of the field. Exposition Oil Gas [Ekspoziciya neft’ gaz], 2022; (5): 22–26. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-5-22-26. (In Russian)
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57