Копунов С.Э., Кордюков Д.В., Смирнов Д.Ю. (ООО Гео Дэйта Консалтинг)

На результаты гидродинамического моделирования влияют многочисленные факторы. Одним из важнейших является адекватность математического описания процесса вытеснения нефти водой тем реальным процессам, которые протекают в пласте при разработке месторождения. Тема адекватности гидродинамической модели настолько обширна и многогранна, что без сомнения заслуживает отдельной монографии. В данной статье мы рассмотрим лишь один аспект этой проблемы, а именно — учёт прерывистости нефтяных пластов, сложенных терригенными коллекторами.

При решении задач проектирования технологических процессов разработки нефтяных месторождений особое место отводится учету изменчивости фильтрационных и емкостных свойств горных пород, а также пространственной геометрии строения продуктивных пластов, их прерывистости. Другими словами, при расчётах приходится учитывать в основном два вида неоднородности свойств и строения коллекторов – изменчивость проницаемости и пористости пород и объемную неоднородность их строения [1]. Непостоянство объемной геометрии продуктивных коллекторов обычно характеризуется показателями, отображающими расчленённость пласта на отдельные прослои непроницаемыми отложениями и изменение объёмной характеристики каждого проницаемого пропластка по площади залежи. К таким показателям относятся коэффициенты расчленённости, песчанистости, зональной неоднородности и т.д. [2].

При расчётах напорных режимов разработки количественное влияние прерывистости нефтяного пласта определяется коэффициентом охвата коллектора процессом вытеснения нагнетаемым агентом. Этот коэффициент в основном зависит от способов размещения и режимов работы эксплуатационных скважин, поскольку именно они определяют картину фильтрационных потоков пластовых жидкостей в процессе разработки.

Реальные пласты в большинстве своём неоднородны – могут иметь линзовидную структуру, возможно расслоение коллекторов на отдельные пропластки, их выклинивание и т.д. [3]. В конечном итоге это приводит к потерям при отборе основных запасов.

Вопрос об учёте прерывистости нефтяных пластов в явном или скрытом виде рассматривается при гидродинамическом моделировании любого месторождения, потому что от его решения напрямую зависит расчётное значение извлекаемых запасов нефти.

В ряде работ понятие прерывистости нефтяного пласта заменяется понятием горизонтального (по площади) и вертикального (по толщине) охвата пласта [4]. Все они так или иначе связаны с загрублением изменчивости свойств реального пласта в математической модели.

В наших задачах вопрос об учёте прерывистости нефтяных пластов рассматривается при переходе от трехмерной геологической модели, которая может состоять из нескольких миллионов ячеек и отображать геологическую неоднородность продуктивного пласта, к гидродинамической модели, состоящей из нескольких десятков или сотен тысяч ячеек, что обусловлено ограничениями по производительности при вычислениях. В результате осреднения параметров происходит загрубление изменчивости свойств пласта. Причем, по вертикали (толщине пласта) загрубление, вызванное этим переходом, как правило, более значительное, чем по простиранию.

В общем случае учёт неоднородности пласта при переходе от геологической модели к гидродинамической производится, по крайней мере, двумя методами:

1. построением модифицированных фазовых кривых, учитывающих неоднородность песчаных пачек по проницаемости;
2. путём расчёта коэффициента охвата пласта по выбранной схеме расположения скважин, учитывающего прерывистость пластов.

Первый метод подробно описан в работе [5] и широко применяется на практике.

С нашей стороны предлагается автоматизированное решение проблемы учета коэффициента охвата, реализованное в виде модуля программного комплекса Geosuite, разработанного компанией «Гео Дэйта Консалтинг».

Заметим сразу, что до начала работы потребуется проведение детальной корреляции пластов по данным геофизических исследований скважин и выделение зональных интервалов малой мощности.

Алгоритм расчёта включает:

• выделение на основе всего фонда пробуренных скважин, вскрывших выбранный геологический пласт, набора элементов, представляющих выбранную систему размещения добывающих и нагнетательных скважин;
• выбор для всех элементов пар либо последовательности скважин, согласно направлению фильтрационных потоков, от нагнетательной ко всем добывающим скважинам в элементе;
• выравнивание всех пластов по геологическому реперу (единому для всех или разному для каждого пласта) предполагая пропорциональное напластование геологических тел;
• расчёт связанности коллектора для каждой пары скважин в выбранной последовательности для элемента в целом и среднее для выбранного геологического объекта.

Коэффициент связанности пары скважин определяется по формуле:

(1)

где h_i – эффективная толщина i-го пропластка, связанного с j-м пропластком парной скважины (см.рис.1);

h –общая эффективная толщина в скважине от кровли самого верхнего до подошвы самого нижнего проницаемого слоя.

Этот коэффициент учитывает таким образом долю связанной части эффективной толщины коллектора по отношению к соседней скважине.

Рис.1. Определение коэффициента связанности

При расчёте коэффициента связанности необходимо сразу определить критерий связанности пропластков, а именно, диапазон значений Dh, при которых мы считаем, что пропластки в соседних скважинах связаны между собой.

В качестве примера, иллюстрирующего работу данного алгоритма, рассмотрим одно из месторождений в Западной Сибири и рассчитаем коэффициенты охвата для пласта Ю₁.

Рис.2. Пример месторождения. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин и схема размещения скважин

На данном месторождении была запроектирована однорядная система размещения скважин с уплотнением в добывающем ряду. В настоящее время эта система до конца не сформировалась (в частности, ряды нагнетательных скважин). На рис.2 представлена обзорная карта эффективных нефтенасыщенных толщин с нанесенной схемой размещения скважин. Мы выделим в существующей системе скважин 5-точечную подсистему размещения добывающих и нагнетательных скважин, имеющую плотность сетки приблизительно 25 га/скв., и определим коэффициент охвата для этой системы. После того, как данные инклинометрии и интерпретации ГИС по каждой скважине занесены в общую базу данных и для каждой скважины выполнена детальная корреляция по продуктивным пластам, мы можем выбрать любой элемент в системе размещения скважин и рассчитать для него коэффициент охвата по парам скважин.

Рис.3. Пример расчёта коэффициента охвата для элемента схемы размещения скважин

Пример такого расчёта для элемента нашей системы размещения скважин показан на рис.3. Мы можем сказать, что в среднем по продуктивному пласту ЮВ₁ для элемента с нагнетательной скв.2073 коэффициент охвата равен 0.915. В данном случае этот показатель имеет достаточно высокое значение.

Рис.4. Схема размещения скважин для определения коэффициента охвата пласта ЮВ₁

Выполняя аналогичную процедуру по всем парам скважин, мы можем вычислить коэффициент охвата в целом по разбуренному участку. На рис.4 представлена схема размещения пар скважин, по которым проводился расчёт. Всего в расчёте коэффициента охвата участвовало примерно 70 пар скважин. Результаты расчётов по элементам и в целом для пласта Ю₁ приведены в табл.1.

Таблица 1. Расчет коэффициента охвата по элементам и в целом по пласту ЮВ₁

Таким образом, в нашем конкретном случае для построения гидродинамической модели залежи нефти и проведения расчётов технологических показателей разработки для 5-точечной системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, имеющей плотность сетки 25 га/скв., можно использовать значение К_охвата = 0.7.

В заключение авторы выражают глубокую признательность профессору д.т.н. Б.Т.Баишеву, к.г.-м.н. О.П.Иоффе, В.И.Подлапкину за постановку задачи и ценные советы, полученные в процессе работы над рассматриваемой проблемой.

Литература

1. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения. // М.М.Иванова, И.П.Чоловский, И.С.Гутман, Ю.И.Брагин. — М. ВНИИОЭНГ. — Нефтепромысловое дело.- 1981.- № 3.
2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. — М.: Недра. — 1983.
3. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности.// Ю.П.Борисов, З.К.Рябинина, В.В.Воинов. — М.: Недра. — 1976.
4. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.- М.: Недра. — 1974.
5. C.L.Hearn Simulation of stratified waterflooding by pseudo relative permeability curves. Journal of petrolium technology, july, 1971.