Гидродинамическое моделирование нефтяных месторождений — один из основных инструментов разработчика пласта, направленный на прогнозирование потоков флюидов через пористую среду посредством гидродинамических симуляторов. Основное предназначение — обеспечение возможности физически содержательного анализа и проектирования разработки на долгосрочную перспективу, обеспечение возможности принятия адресных решений по сопровождению разработки на ближайшую перспективу.
Нефтяные пласты представляются в виде гидродинамических моделей (ГДМ), состоящих из большого количества ячеек. ГДМ создаются с использованием программного обеспечения — гидродинамических симуляторов (РН-КИМ, tNavigator, Eclipse и др.).

Объектом исследования являются пласты одного из месторождений Западной Сибири. Рассматриваемое месторождение в настоящее время в разработке находится более 55 лет,
имеет уникальные размеры по площади и разрезу — 3 тыс. км², этаж нефтеносности составляет около 2 км. Фонд скважин, перебывавших в добыче, насчитывает более 21 тыс. единиц, часть из которых совместно разрабатывает несколько пластов.
Соответственно, длительная история разработки месторождения, огромный фонд пробуренных скважин, уникальные размеры залежей не позволяют применять стандартные подходы к гидродинамическому моделированию нефтяных месторождений.

В зависимости от видов производственных задач при моделировании исследуемого месторождения применяют различные инструменты, включающие: Capacitance Resistive Model (CRM) (Ариадна) [1], аналитические модели, двухмерные прокси-модели, секторные и полномасштабные ГДМ, нейронные сети (Автобаланс) [2].
Нейронные сети и модели CRM на текущий момент хорошо решают задачи регулирования и определения неэффективной закачки.
Аналитические модели, в том числе модели характеристик вытеснения, позволяют произвести оценку извлекаемых запасов по объектам, выполнить анализ выработки запасов по динамике отбора от начальных извлекаемых запасов. Локализация запасов в классическом виде невозможна ни по площади, ни по разрезу. В случае адресного рассмотрения участков объекта, можно определить районы с не вырабатываемыми запасами.
Первые попытки упрощения моделирования полномасштабных ГДМ были связаны с построением прокси-моделей. Модели представляли собой набор двухмерных карт, описанных в динамике для каждой пачки пласта. Несмотря на высокую скорость счета, модели имели низкую прогностическую способность, вызванную ограниченностью функционала и существующими неопределенностями деления добычи по пачкам. Осложняющим фактором применения прокси-моделирования являлось наличие обширных водонефтяных зон (ВНЗ).
Наиболее универсальный подход к моделированию месторождения — применение секторных и полномасштабных ГДМ, так как они позволяют выполнить полный комплекс производственных задач [3].
Полномасштабные ГДМ на месторождении обновляются при подготовке проектно-технологической документации (ПТД) с периодичностью — порядка одного раза в пять лет. В виду значительного времени счета, в полномасштабных ГДМ выполнена не поскважинная адаптация, а групповая, что делает данные модели непригодными для задач мониторинга.
Альтернатива – использование секторных ГДМ, которые в настоящее время являются основным инструментом для сопровождения бурения. Преимуществом данного подхода является оперативное обновление за счет небольшого количества скважин. При этом основным недостатком является то, что сектора ограничены по площади, т.е. нельзя выполнить полноценный прогноз по всему пласту и нет возможности построения полномасштабных карт. Затрудняет применение секторного моделирования неполное покрытие секторами, а также разная степень актуальности моделей (табл. 1).

Для нивелирования недостатков вышеописанных подходов предлагается применение упрощенного гидродинамического моделирования.

Упрощенная ГДМ представляет собой полномасштабную, единую модель эксплуатационного объекта. В настоящее время построено две упрощенные ГДМ — для группы пластов БВ₈ (БВ₈⁰ и БВ₈^1-3) и БВ₁₀ (БВ₁₀⁰ и БВ₁₀^1-2). В моделях охватываются весь фонд скважин и весь период эксплуатации. Каждая пачка в упрощенных ГДМ представлена в виде двух слоев, один из которых полностью нефтенасыщенный, другой водонасыщенный. Оба слоя обрезаны (нулевой песчанистостью) по контору водонефтяного контакта (ВНК): нефтенасыщенный сверху, водонасыщенный снизу. При моделировании использовался горизонтальный ВНК, для выделения чистонефтяной зоны (ЧНЗ) и ВНЗ (рис. 1).

Необходимость разделения нефти и воды в отдельные слои вызвана следующими факторами:

• наличие обширных ВНЗ моделируемых пластов;
• нефизичная концентрация остаточных запасов в приконтурных областях однослойных моделей;
• большой фонд фактических скважин с горизонтальным окончанием для адаптации исторических показателей (подтягивание ВНК).

Упрощенная ГДМ объекта БВ8 содержит пять нефтяных (БВ₈^0-1, БВ₈^0-2, БВ₈^0-3 и БВ₈^1-2, БВ₈³),
шесть водоносных и пять глинистых слоев (рис. 2).

Упрощенная ГДМ объекта БВ10 — два нефтяных (БВ₁₀⁰ и БВ₁₀^1-2), три водоносных и два глинистых слоев (рис. 3). Для адаптации обводненности в упрощенных ГДМ были предусмотрены фиктивные водонасыщенные слои.

При задании свойств пласта и флюидов используется модель Black Oil, расчет значений концевых точек относительных фазовых проницаемостей (ОФП) производится в каждой ячейке по зависимостям из полномасштабной ГДМ, PVT свойства нефти задаются в виде зависимостей от давления, также встроена возможность использования разных типов аквифера.
Промысловые данные по скважинам представляют собой выгрузку из базы данных, которая включает:

• траектории скважин;
• интервалы перфорации;
• сведения о гидравлическом разрыве пласта (ГРП);
• данные месячных эксплуатационных рапортов;
• учет заколонных циркуляций и негерметичностей эксплуатационных колонн;
• сведения о геолого-технических мероприятиях (ГТМ).

При анализе входных данных проводится проверка и при необходимости их корректировка. Размеры ячеек в направлениях X и Y
в упрощенных ГДМ приняты 100 метров, аналогично предыдущим подходам.
После проверки входных данных проводится интегральная адаптация:

• подбор оптимальных значений параметров законтурного водоносного горизонта;
• ограничение уровней закачки системы поддержания пластового давления (ППД) в соответствии с забойным давлением;
• подбор оптимальных значений проницаемости, насыщенности;
• подбор оптимальных значений вертикальной анизотропии проницаемости;
• подбор оптимальных значений ОФП: изменение формы ОФП, изменение зависимостей, модифицированных ОФП.

На данном этапе выполнялся контроль расхождения годовой и накопленной добычи жидкости и закачки воды по скважинам, соответствия модельного тренда пластового давления фактическому (рис. 4, 5, табл. 2).

После проведения интегральной адаптации в целом по объекту, следующим этапом является поскважинная адаптация, в которой применялись следующие корректировки в упрощенных ГДМ:

• локальное изменение проницаемости;
• локальное изменение нефтенасыщенности;
• локальное изменение вертикальной анизотропии проницаемости;
• локальное изменение модифицированных ОФП;
• корректировка параметров ГРП;
• учет несовершенства скважины (скин-фактор).

На данном этапе выполнялся контроль расхождения годовой и накопленной добычи жидкости, нефти и закачки воды по скважинам; анализировались кросс-плоты пластового давления, забойного давления, накопленной добычи нефти и текущей добычи нефти (рис. 6, табл. 3).

На текущий момент уровень поскважинной адаптации составляет около 60 %. Для адаптации 40 % скважин, из числа ненастроенных на объекте БВ₈, необходимо провести обновление геологической основы упрощенной модели.
Итогом моделирования является получение карт основных динамических параметров, позволяющих выполнить комплексный анализ наличия зон локализации остаточных запасов (ЛОЗ). Полученные результаты использовались для принятия решения о рассмотрении зоны ЛОЗ для проведения ГТМ.

По пластам БВ₈ хорошая корреляция отмечается для зон уплотняющего бурения с адаптированным окружающим фондом, по объекту БВ10 — удовлетворительная сходимость, в том числе по краевым
зонам (рис. 7, 8, 9).

Упрощенные ГДМ обладают наибольшим функционалом, по сравнению с прокси-моделированием (табл. 4).

Табл. 4. Сопоставление функционала прокси-моделей и упрощенных ГДМ применительно для пластов исследуемого месторождения

Однослойные ГДМ позволят выполнить оперативные задачи и стратегические расчеты в целом по объекту по сравнению с полномасштабным и секторным моделированием (табл. 5).

Табл. 5. Основные возможности, достоинства и недостатки упрощенных, секторных и полномасштабных ГДМ

Несмотря на преимущества, упрощенные ГДМ имеют ряд недостатков, вызванных низкой детализацией по разрезу и неточностью структурного каркаса, построенного по опорному фонду наклонно-направленных скважин без учета результатов бурения горизонтальных скважин.
Данные факторы сопровождаются в проблеме адаптации истории — забойного давления и накопленной добычи нефти (погрешность более 20 %). Зоны ЛОЗ не всегда согласуются с результатами эксплуатации фактических скважин, также наблюдается не подтверждение запускной обводненности по скважинам, пробуренным в изолированные ЦИ в пределах пачек.
С целью нивелирования выявленных ограничений требуется перестроение структурного каркаса и исследование влияния увеличения количества слоев по вертикали на результаты моделирования и время счета моделей.