Детальная информация

Выпускная квалификационная работа посвящена разработке комплексного алгоритма вероятностной оценки параметров продуктивных пластов и прогнозирования добычных показателей проектных скважин на основе аналитических моделей притока и методов адаптации на фактические данные. Объектом исследования являются нефтяные скважины различных типов заканчивания, работающие в неоднородных коллекторах в условиях неопределенности геолого-промысловых параметров. В работе использованы методы математического моделирования фильтрации в пористой среде, преобразование Лапласа, принцип суперпозиции, модель двойной пористости Уоррена–Рута, методы оптимизации и вероятностного анализа. Разработаны аналитические модели расчета притока к вертикальным, вертикальным с ГРП, горизонтальным и горизонтальным с МГРП скважинам при различных граничных условиях на основе метода источников. Реализована методика определения проницаемости и скин-фактора по историческим данным, алгоритм расчета темпов падения на основе двухпластовой системы и методика построения характеристик вытеснения с учетом вертикальной неоднородности пласта за счет коэффициента Дайкстры-Парсонса. В результате работы сформирован единый алгоритм, позволяющий вероятностно оценивать параметры продуктивного пласта, аналитически рассчитывать темпы падения, строить характеристику вытеснения и выполнять прогноз запускных параметров и профилей добычи проектных скважин. Апробация на фактических промысловых данных подтвердила корректность и практическую применимость разработанного алгоритма.

Qualification work focuses on the development of a comprehensive algorithm for probabilistic estimation of reservoir properties and forecasting of production performance for planned wells based on analytical inflow models and methods of adaptation to actual data. The object of the study is oil wells with different completion types operating in heterogeneous reservoirs under uncertainty of geological and production parameters. The study applies methods of mathematical modeling of fluid flow in porous media, Laplace transforms, the superposition principle, the Warren–Root dual-porosity model, optimization methods, and probabilistic analysis. Analytical models for inflow calculation of vertical wells, hydraulically fractured vertical wells, horizontal wells, and horizontal wells with multistage hydraulic fracturing under various boundary conditions were developed based on the source method. A methodology for permeability and skin-factor estimation from historical production data, a decline-curve calculation algorithm based on a dual-layer system, and a displacement characteristic modeling approach accounting for vertical reservoir heterogeneity using the Dykstra–Parsons coefficient were implemented. As a result, an integrated algorithm was developed that makes it possible to probabilistically estimate reservoir parameters, analytically calculate decline curves, construct displacement characteristics, and forecast initial production rates and production profiles of planned wells. Validation using actual field production data confirmed the correctness and practical applicability of the developed algorithm.

• РЕФЕРАТ
• ABSTRACT
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. РАРЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С РАЗНЫМИ ТИПАМИ ЗАКАНЧИВАНИЯ
  • 1.1. Физико-математическая постановка задачи и переход к однофазной модели притока
  • 1.2. Расчет вертикальной скважины
  • 1.3. Расчет вертикальной скважины с ГРП
  • 1.4. Расчет горизонтальной скважины
  • 1.5. Расчет горизонтальной скважины с МГРП
• 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И СТАЦИОНАРНЫХ УСЛОВИЙ
  • 2.1. Определение проницаемости и скин-фактора
  • 2.2. Формирование темпов падения
  • 2.3. Построение характеристики вытеснения
• 3. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ РАБОТЫ АЛГОРИТМА
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ