Моделирование скважин необходимо для уточнения геологического строения и свойства нефтяного пласта при воспроизведении истории его разработки, а также позволяет выбрать наиболее оптимальный вариант разработки месторождения при расчете прогнозных вариантов.

Процесс моделирования предполагает последовательное выполнение сейсмической модели, геофизической модели, петрофизической информации, затем идет построение цифровой гидродинамической и геологической моделей, моделирование фильтрационных процессов в пласте, прогноз процесса разработки, выполнение экономических расчетов по итогам мониторинга. Моделирование осуществляется не только для проектирования разработки месторождения, но и часто используется при проведении мониторинга. Данный процесс может осуществляться при помощи различного программного обеспечения, выбор которого остается за компанией, которая проводит моделирование.

Основные параметры, необходимые для описания скважины:

• идентификатор (номер) скважины;
• координаты пластопересечений (в случае моделирования всего ствола скважины – координаты устья);
• траектория (инклинометрия) скважины в пределах продуктивного пласта. Скважина может быть вертикальной, наклонно-направленной, горизонтальной, многоствольной. Из основного ствола скважины возможно смоделировать зарезку бокового ствола, который также может иметь различный профиль. Для моделирования горизонтальных участков часто используют локальное измельчение сетки или исходную сетку геологической модели в выделенном из общей модели секторе. Кроме того, указывают направление вдоль одной из осей X или Y, заменяя направление Z в соответствии с направлением горизонтального (наклонно-направленного) участка;
• диаметр ствола скважины;
• динамика интервалов перфорации, реперфорации, изоляции;
• тип скважины (добывающая нефтяная или газовая, нагнетательная);
• исходные коэффициенты продуктивности.

 Математическое моделирование эксплуатационной скважины в процессе оптимизации нефтедобычи

Математическое моделирование эксплуатационной скважины подразумевает моделирование системы «нефтяной пласт - скважина - насос» на различных режимах её работы, включая режим оптимизации нефтедобычи. Для математического моделирования процессов нефтедобычи используются различные подходы. Основные результаты получают путем гидродинамического описания и анализа динамики пластовой системы с помощью дифференциальных уравнений и решения возникающих краевых задач.

Уравнения, описывающие динамику пластовой системы, в общем случае являются многомерными нестационарными нелинейными уравнениями в частных производных. Возникающие краевые задачи, ввиду их сложности, решаются при помощи математического моделирования.

От модели требуется отображение качественных закономерностей и таких количественных показателей, которые устойчивы к вариациям исходных данных. Возможная потеря точности компенсируется включением в модель адаптационных механизмов, обеспечивающих гибкую настройку и перенастройку модели под конкретный рабочий режим скважины и изменившийся характер нефтедобычи.

К математической модели системы «нефтяной пласт - скважина - насос» помимо отражения реальных физических процессов, происходящих в нефтяном пласте и скважине при добыче, добавляются технологические требования, связанные с технологией математического моделирования. Математическая модель должна просто настраиваться и перенастраиваться при изменившихся условиях добычи, параметрах пласта и скважины, должна быть «обозримой» и удобной в работе, легко сопрягаться с другими элементами (блоками) технологического комплекса.

Структура математической модели системы «нефтяной пласт - скважина - насос» состоит из:

1. Модели насоса, которая включает его геометрические параметры, коэффициент подачи насоса и параметры настройки производительности насоса.
2. Модели скважины, которая отражает её геометрию, процессы наполнения и опорожнения за счёт взаимодействия скважины с пластом и насосом. Выходными координатами модели скважины являются давление на приёме насоса и динамический уровень флюида в скважине.
3. Модели пласта, отражающей его фильтрационно-емкостные параметры. Исходной информацией для моделирования пласта являются величины пластового давления, глубина забоя, глубина спуска насоса, плотность флюида, продуктивность пласта, его коллекторские свойства. Коэффициент продуктивности пласта является сложной функцией депрессии на пласт и других факторов.

Постоянно действующая модель системы в условиях неполноты, неточности исходной геологической и промысловой информации, становится важнейшим инструментом прогноза и оценки эффективности методов повышения нефтедобычи.