Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Индикаторные методы исследования фильтрационных потоков межскважинного пространства нефтяных залежей 11
1.1 Возможности, область применения, условия применимости индикаторного метода 11
1.2 История развития индикаторных методов 13
1.3 Анализ современного состояния индикаторных методов 18
ГЛАВА 2 Модельные исследования двумерной двухфазной фильтрации меченой жидкости для слоисто - неоднородного порового, зонально-неоднородного порового и трещиновато-порового нефтяного пласта- коллектора 25
2.1 Анализ воздействия слоистой и зональной неоднородности на характер кривых «концентрацияиндикатора-время» 27
2.1.1 Математическая постановка задачи моделирования фильтрации оторочки меченой жидкости по слоисто -неоднородному поровому и зонально -неоднородному поровому пластам 27
2.1.2 Возможности разработанного ПО для модели рования фильтрации меченой жидкости по слоисто-неоднородному поровому и зонально-неоднородному поровому пластам 30
2.1.3 Количественная оценка влияния слоистой неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время» 31
2.1.4 Качественная оценка влияния зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время» 34
2.1.4.1 Моделирование фильтрации меченой воды для случая одной нагнетательной, одной добывающей скважин и одного индикатора 34
2.1.4.2 Моделирование фильтрации меченой воды для случая двух нагнетательных, двух добывающих скважин и двух индикаторов 38
2.1.4.3 Моделирование фильтрации меченой воды для случая нескольких индикаторов и произвольного расположени я скважин 45
2.1.4.4 Обзор результатов моделирования фильтрации индикатора по зонально -неоднородному пласту в работах иностранных учёных 49
2.1.5 Количественная оценка влияния зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время» 52
2.2 Анализ воздействия трещиноватости горных пород на характер кривых «концентрацияиндикатора-время» 54
2.2.1 Математическая постановка задачи моделирования фильтрации оторочки меченой жидкости по трещиновато -поровому пласту 54
2.2.2 Возможности разработанного ПО для моделирования фильтрации меченой жидкости для трещиновато -поровых коллекторов 57
2.2.3 Качественная оценка влияния трещиноватости поровых коллекторов на характер кривых «концентрация индикатора - время» 57
2.3 ВЫВОДЫ 61
ГЛАВА 3 Совершенствование технологии индикаторных исследований 63
3.1 Совершенствование и изменение основных этапов технологических операций при проведении промысловых индикаторных исследований 64
3.2 Методика выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков 73
3.2.1 Оценка усредненных параметров участка, необходимых для выбора параметров индикаторных исследований 74
3.2.2 Определение начальной концентрации меченого раствора 75
3.2.3 Определение коэффициента разбавления начальной концентрации индикатора в ходе исследований 77
3.2.4 Определение величины объема и количества закачиваемого меченого раствора. 79
3.2.5 Определение продолжительности индикаторных исследований 80
3.2.6 Определение частоты отбора проб 80
3.3 Методика автоматическ ой количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов 81
3.3.1 Автоматическое определение ф ильтрационных параметров участка нефтяного пласта 83
3.3.1.1 Модуль обработки исходных данных 83
3.3.1.2 Определение числа однородных пропластков 85
3.3.1.3 Моделирование процесса фильтрации оторочки меченой жидкости 86
3.3.2 Модуль расчёта объёмов сверхпр оницаемых пропластков комплексно для участка исследований или нефтяного пласта в целом 87
3.3.2.1 Анализ распределения нагнетаемой воды 87
3.3.2.2 Анализ воздействия процесса заводнения на обводненность 89
3.4 Апробация методики ав томатической количес твенной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинпого пространства нефтяных пластов 89
3.4.1 Описание выделенного для исследования участка с нагнетательной скважиной STRONG № 127 90
3.4.2 Рассчитанные в автоматическом режиме фильтрационные параметры для участка с нагнетательной скважиной № 127 92
3.5 Методика оценки адекватности пдгтм нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований 97
3.5.1 Описание входных и выходных данных для разработанного гидродинамического симулятора 98
3.5.2 Оценка адекватности ПДГТМ залежи нефти реальному объекту 100
3.6 Апробация методики оценки адекватности пдгтм нефтяной залежи реальному объекту разработки. западная сибирь. тестовое месторождение. пласт ю1 103
3.6.1 Исходные и расчетно-экспериментальные данные 103
3.6.2 Обработка и анализ исходных кривых «концентрация индикатора - время» и «масса извлеченного индикатора - время» 105
3.6.3 Анализ распределения нагнетаемой воды по пласту 107
3.6.4 Анализ воздействия процесса заводнения на обводненность 113
3.6.5 Сравнительный анализ модельных и экспериментальных данных трассерных исследований 117
3.6.6 Расчет фильтрационных параметров и построение условного высокопроницаемого пропластка для уточнения существующей ПДГТМ 117
3.7 Выводы 123
Заключение 125
Библиография
- История развития индикаторных методов
- Возможности разработанного ПО для модели рования фильтрации меченой жидкости по слоисто-неоднородному поровому и зонально-неоднородному поровому пластам
- Моделирование фильтрации меченой воды для случая одной нагнетательной, одной добывающей скважин и одного индикатора
- Оценка усредненных параметров участка, необходимых для выбора параметров индикаторных исследований
Введение к работе
Актуальность исследования
Полнота добычи запасов нефти из недр — одна из важнейших задач раци о-нального использования природных ресурсов.
Современный этап развития нефтяной индустрии характеризуется осложн е-нием условий добычи и эксплуатации большинства нефтяных месторожд ений.
Связано это, как правило, с неблагоприятными качественными характер и-стиками запасов нефти в залежах. Вступлением большого числа разрабатыва емых высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, х а-рактеризующуюся резким ростом обводнённ ости продукции добывающих скважин и интенсивным снижением добычи нефти. Основная часть ост аточных запасов нефти по ним относится к трудноизвлекаемым (преобладание низкопроницаемых пластов небольшой толщины и неоднородной структуры, высоковязких нефтей и т.д.). Подавляющее большинство вводимых в разработку новых нефтяных мест о-рождений приурочено к низкопроницаемым коллекторам и характеризуется ело ж-ным геологическим строением, неоднородностью коллекторских свойств и филь т-рационных параметров продуктивных отложений.
Повышение степени выработки запасов можно обеспечить, в частности, п у-тём детального изучения геологического строения и фильтрационной неодноро д-ности межскважинного пространства продуктивных коллекторов. Это позв оляет прогнозировать и предупреждать причины формирования участков пласта, не охваченных процессом вытеснения нефти и зон опережающего обводнения пласта по высокопроницаемым пропласткам.
Для оценки фильтрационно-ёмкостных свойств межскважинного пространства нефтяных пластов наиболее информативными являются методы, отражающие непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позв о-
ляющие получить усредненную информационную картину о фильтрационной н е-однородности значительной части пл аста.
Одним из немногочисленных методов изучен ия фильтрационной неодн о-родности межскважинного пространства является индикаторный (трассерный) м е-тод — метод изучения фильтрационных потоков с помощью меченых в еществ.
Основным объектом изучения индикаторного метода является фильтрационная неоднородность межскважинного пространства нефтяной залежи, обобще н-ный показатель неоднородности, обусловленной особенностями геол огического строения пласта (геологическая неоднородность) и неоднородности, вызванной расположением и режимом работы скважин, особенностями в оздействия на пласт (технологическая неодноро дность).
Совместное использование геолого -геофизических данных и результатов и н-дикаторных исследований позволяет: существенно повысить достоверность знаний о строении нефтяной залежи и количественно оценивать ём костные и фильтрационные параметры трещиноватых и пористых пластов; осуществлять контроль э ф-фективности физико-химического воздействия на пласт.
Цель диссертационной работы
Создание комплекса методических рекомендаций по интерпретации резул ь-татов индикаторных исследований, позволяющего расширить круг реша емых задач при изучении фильтрационной неоднородности межскважинного пр остранства нефтяных месторождений с помощью меченых веществ.
Основные задачи исследования 1. Установление влияния неоднородности горных по род на характер кр ивых «концентрация индикатора - время» на основе модельных исследований для двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в ело и-сто-неоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах для оценки возможностей и определения разрешающей способи о-сти индикаторного метода.
2. Разработка программного обеспечения (ПО) и создание методики выбора
параметров индикаторных исследований, позволяющей рассчитывать начал ьную концентрацию и необходимое ко личество меченого вещества, частоту отб ора проб и продолжительность исслед ований.
Разработка ПО и создание методики автоматической количественной и н-терпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели, позволяю щей комплексно оценивать объёмы сверхпроницаемых пр опластков по участкам исследований и пластам в целом.
Разработка ПО и создание методики оценки адекватности постоянно -действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) нефтяной залежи реал ь-ному объекту разработки. Основными критериями соответствия приняты: гидр о-динамические связи нагнетательных и добывающих скважин; объёмы п ереносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления, оцененные по резул ь-татам интерпретации модельных и промысловых инди каторных исследований.
Научная новизна Автором впервые:
Проведены модельные исследования фильтрации меченой жидкости для слоисто-неоднородного порового, зонально-неоднородного порового и трещи нно-порового пласта-коллектора с помощью разработанного ПО и пок азана качественная и количественная степень зависимости кривых «концентрация индик атора -время» от различных видов неоднородности пл аста.
Разработаны принципы и автоматизирован процесс выбора параметров и н-дикаторных исследований фильтрационных потоков (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолж и-тельности исследований).
Показана возможность уточнения ПДГТМ залежи нефти по результатам индикаторных исследований.
Основные защищаемые положения
Кривая «концентрация индикатора - время» реагирует на любой вид неоднородности пласта. Определение характера неоднородности нефтяных пл астов требует дополнительных геолого-геофизических исследований. По характеру кривых «концентрация индикатора - время» в промысловых исследованиях представляется возможным выделить несколько независимых пропластков только при уел о-вии различия значений фильтрационных параметров межскважинного пространства более чем на 20-25%.
Разработанная технология индикаторных исследований для оценки ф ильт-рационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пл астов обеспечивает значительное повышение качества интерпретации за счет минимиз а-ции ошибки обработки данных и возможность массовых исследований за счет а в-томатизации первичной интерпретац ии результатов.
Уточнение существующей ПДГТМ нефтяной залежи возможно по резул ь-татам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследов аний (учёт соответствия гидродинамических связей нагнетательных и добыва ющих скважин и объёмов переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления) с привлечением данных специального расширенног о комплекса ГИС.
Практическая ценность и реализация работы
Описанная в диссертационной работе технология индикаторных исслед о-ваний для оценки фильтрационной нео днородности межскважинного пр остранства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений 3 а-падной Сибири и Среднего П оволжья.
Показана возможность одновременной закачки 5 различных меченых в е-ществ в 12 нагнетательных скважин и комплексной интерпретации полученных результатов индикаторных исследований, что позволило оценить фильтрационную неоднородность по пласту в целом.
Разработана программа для ЭВМ "Программный комплекс «ИНДИКАТОР» для гидродинамического моделирования фильтрации меч еных
9 жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований" [Свидетельство об
официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005].
Технологический регламент применения индикаторных методов регулир о-вания и контроля разработки нефтяных ме сторождений разработан и внедрен в двух крупных нефтяных компаниях России.
Разработана первая редакция проекта национального стандарта Росси йской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения. Правила индик а-торных исследований залежей» (принята за основу на заседание ТК 431 от 15 ноября 2007 г.).
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладыв ались:
на конференции "Геофизические и нефтепромысловые методы исследов а-ния скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопров ождения геологических моделей залежей нефти и газа" (Москва, ОАО «ЦГЭ», апрель 2004 г.);
на межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука - образование - отрасли народного хозяйства - профессия (потенциал Подмосковья)» (Дубна, Университет «Ду бна», март 2005 г.)
на XIII научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2006 г.);
на 5 Пленуме Самарского областного правления нау чно-технического общества нефтяников и газовиков им. И.М.Губкина (Самара, ОАО «Самаране фтегаз», январь 2007 г.);
на XIV научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2007 г.);
на Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень -2007» (Тюмень, декабрь 2007).
Публикации
10 Основные положения диссертации изложены в 7-ми печатных работах [11,
83, 84, 85, 86, 87, 95], в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК [11, 83, 85].
Автор выражает глубокую благодарность д.т.н., проф. Хозяинову М.С. (Ун и-верситет «Дубна») за научное руководство, постоянные научные консультации, помощь в постановке и проведении исследований.
Автор выражает признательность д.т.н., проф. Соколовскому Э.В. (РГУНГ им. И.М. Губкина) за содействие в проведении ряда научно -исследовательских работ.
Автор благодарит к.т.н. с.н.с. Тренчикова Ю.И. (ВНИИгеосистем), д.ф.-м.н., проф. Пергамент А.Х., Марченко Н.А. (ИПМ им. М.В. Келдыша РАН) п омощь и научные консультации которых способствовали успешному решению поставле н-ных задач.
История развития индикаторных методов
В конце 50-х начале 60-х годов прошлого века в СССР началось широкое внедрение трассеров в геологическую и нефтепромысловую практику.
Под руководством академика Г.Н. Флёрова сотрудниками Института не фти АН СССР и ГрозНИИ (СевКавНИПИнефти) выявлена возможность использ ования изотопа водорода трития в качестве эффективного трассера фильтрационного п о-тока для решения геологических и нефтепромысловых задач.
В 1956 г. на Октябрьском месторождении Чечено -Ингушской АССР впервые был применен тритий.
На протяжении всей истории развития индикаторных методов большой вклад в создание теоретических и технологических основ изучения межскважинно-го пространства мечеными веществами внесли ведущие отечественные учёные, среди которых: Антонов Г.П., Байков У.М., Букин И.И., Веселов М.В., Герасименко Ю.В., Зайцев В.И., Звягин Г.А., Иванкин В.П., Иванов B.C., Ильяев В.В., Киля-ков В.Н., Кощеев И.Г., Кузьмина Г.И., Кузьмин Ю.А., Макаров М.С., Михайлов Н.Н., Мурадян А.В., Овцын О.П., Пинкензон Д.Б., Полищук A.M., Сеночкин П.Д., Сойфер В.Н., Соколовский Э.В., Соловьёв Г.Б., Султанов С.А., Суркова Л.М., Тренчиков Ю.И., Трофимов А.С, Филиппов В.П., Финкельштейн Я.Б., Хозяинов М.С, Хромов А.П., Челокьян Р.С, Чернорубашкин А.И., Чижов СИ., Шимелевич Ю.С, Юдин В.А. [2, 3, 7, 8, 13, 17, 26, 27, 34, 35, 46, 50, 52-59, 64, 80, 81, 82, 88, 90, 94]и др.
Из зарубежных учёных вопросами индикаторных исследований межсква-жинного пространства занимались: Archer J.S., Bischoff К.В., Baldwin D.E., Brigham W.E., Daltaban T.S., Dovan H.T., Ellington R.T., Hutchins R.D., Landau L., Sandiford B.B., Sato K., Wheelet V.J. [97-106, 109, 110, 116, 117, 118, 120, 122, 123] и др.
В 1963 году на ежегодно проводимых конференциях общества инженеров-нефтяников (SPE) с докладом: «Theory of tracer flow» от Техасского университета выступил К.В. Bischoff [97]. В докладе подробно описаны основы течения трассера в двухфазном потоке (вода, нефть) как компонента воды, обоснована возмо жность применения классических законов гидромеханики для описания фильтрации тра с-сера.
В 1965 и 1966 годах на конференциях общества инженеров -нефтяников (SPE) с докладами выступали соответственно W.E. Brigham [99] и D.E. Baldwin [98]. Обе работы были посвящены в основном попыткам теоретического обоснов а-ния поведения закачиваемо го трассера в пятиточечной схеме расположения скв а-жин (1 нагнетательная и 4 добывающих скважины). И D.E. Baldwin и W.E. Brigham на тот момент были членами Американского института инженеров горной пр о-мышленности (AIME), поэтому вторая работа явилась теоретическим следствием первой.
В 70-е годы творческим коллективам советских учёных самых различных научно-исследовательских и производственных институтов: ВНИИЯГГ (Шимел е-вич Ю.С, Хозяинов М.С, Веселов М.В., Мурадян А.В. и др.), ТатНИПИнефть (Зайцев В.И., Антонов Г.П. и др.), ЗапСибнефтегеофизика (Кузьмин Ю.А и др.), Татнефть (Сеночкин П.Д. и др.), ВНИИнефть (Полищук A.M., Суркова Л.М. и др.), НВНИИГГ (Иванкин В.П., Хромов А.П. и др), Киевское ОКБ (Челокьян Р.С. и др.), ГрозНИИ (Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. и др.) удалось соз дать и внедрить в основных нефтедобывающих районах страны технологию изуч е ния фильтрационной неоднородности нефтяного пласта с пом ощью тритиевого трассера. В эти же года начато активное использование трития для контроля за разработкой нефтяных месторождений.
В начале 70-х установлена возможность применения йода-131 для кратковременных индикаторных исследований [59].
Вплоть до середины 80-х годов для трассерных исследований в основном применялся радиоактивный изотоп водорода - тритий, как наиболее пригодный (на то время) по технологическим и экономическим соображениям по сравнению с другими трассерами (строгое движение с гидродинамическим носителем, практ и-чески не сорбируется горными породами и т.д.).
Существенным недостатком радиоактивных изотопов являлась их биолог и-ческая опасность, поэтому параллельно с применением трития и в дальнейших н а-учных исследованиях и практических работах велись поиски нерадиоактивных индикаторов (стабильных веществ). Широкое применение нашли высокодисперсные суспензии ярко флюоресцирующих материалов (флуоресцеин, ур анин, роданит и т.д.). К преимуществам подобных индикаторов относится их нерастворимость в исследуемой среде; нетоксичность; устойчивость к действию физическ их, химических и биологических факторов; санитарно -экологическая безопасность и спосо б-ность определяться в любых средах, тем более что исследования (закачка индикатора и отбор проб) могли (и могут) проводится силами не только научно -исследовательских, но и буровых, геологоразведочных, нефтедобывающих пре д-приятий.
Возможности разработанного ПО для модели рования фильтрации меченой жидкости по слоисто-неоднородному поровому и зонально-неоднородному поровому пластам
Проведено моделирование фильтрации индикатора по двухслойному пл асту для различных значений проницаемости 2 -го слоя при постоянном значении пр о-ницаемости 1-го слоя (Таблица 2.1). Получены зависимости концентрации индикатора от времени для всех 6-ти случаев (Рисунок 2.1).
Как видно из рисунка (Рисунок 2.1), кривые даже качественно существенно различаются между собой, т.е. индикаторный метод чувствителен даже к незнач и-тельным изменениям фильтрационных особенностей пласта. Однако, при пром ы-словых исследованиях необходимо решение обратной задачи (по виду кривой «концентрация индикатора - время» определить фильтрационные параметры и с-следуемого нефтяного объекта).
В данном подразделе рассмотрены наиболее типичные случаи моделиров а-ния воды, нефти и оторочки меченой жидкости для пласта, с различными видами зональной неоднородности.
Моделирование и анализ результатов фильтрации меченых веществ в условиях описанной зональной фильтрационной неоднородности проводились впервые в российской практике. Результаты моделирования и основные выводы опублик о-ваны в работах [83, 85].
В первом рассматриваемом варианте пласт предполагался вертикально однородным, имеющим фиксированное значение пористости по всей площади. Источник заводнения и отбор а жидкости предполагались соответственно в виде т о-чек. Фильтрационная неоднородность задавалась в виде изменения проницаемости по площади исследуемого участка.
Для моделирования были рассмотрены наиболее типичные случаи (Таблица 2.2), параметры гипотетического пласта указ аны в таблице (Таблица 2.3): 1. пласт предполагался однородным по всей площади (Таблица 2.2, случай 1); 2. пласт предполагался однородным по всей площади, но с выделенной н е-проницаемой зоной в центре (Таблица 2.2, случай 2); 3. пласт предполагался однородным по всей площади, но с выделенной высокопроницаемой зоной в центре (Таблица 2.2, случай 3); 4. пласт предполагался разделенным на две разнопроницаемые зоны вдоль направления фильтрации (Таблица 2.2, случай 4);
Полученные зависимости «концентрации трассера - время» представлены в таблице (Таблица 2.4). Для случаев 2,3,4 (Таблица 2.2) для наглядности совмещены с кривой «концентрация трассера - время» для случая 1 (Таблица 2.2) (однородный пласт: кривая «концентрация индикатора - время» — случай 1 (Таблица 2.4).
Последовательные положения во времени оторочки меченой жидкости в пласте при движении от нагнетательной к добывающей скважине для каждого ел у-чая также представлены в таблицах (Таблица 2.5 - Таблица 2.8).
Было проведено моделирование вытеснения нефти водой с оторочкой меч е-ного вещества на участке, имеющем локальную неоднородность в центре. Площадь такой выделенной в центре зоны составляла одну девятую от общей площади уч а-стка (случай 2 Таблица 2.2). Результаты моделирования показывают, что наличие в центре участка полностью непроницаемой зоны приводит к более позднему поя в лению трассера в добывающей скважине (так как воде приходится подходить к ней по более длинному пути: Таблица 2.6) и к увеличению максимальной концентрации трассера, фиксируемой в добывающей скважине, так как разбавление п роисхо-дит в меньшем поровом объеме пласта (случай 2 Таблица 2.4).
Для участка, на котором центральная зона имела повышенную проница е-мость (Таблица 2.2, случай 3) получено, что максимальное значение концентр ации трассера поступает в добывающую скважину быстрее ( Таблица 2.7), а остаточная оторочка меченого вещества подходит к добывающей скважине практически за тоже время, что и в случае непроницаемой зоны в центре, но максимальная ко н-центрация ее существенно ниже (случай 3 Таблица 2.4). И еще наиболее наглядный пример для случая, когда две зоны расположены вдоль направления фильтрации нагнетаемой воды с разной проницаемостью и равной площадью (Таблица 2.2, случай 4). Рассмотренный случай показывает, что площадь под кривой «концентрация трас сера - время» пропорциональна гидр опроводности выделенной зоны.
Моделирование фильтрации меченой воды для случая одной нагнетательной, одной добывающей скважин и одного индикатора
В данном подразделе рассмотрены наиболее типичные случаи моделиров а-ния воды, нефти и оторочки меченой жидкости для пласта, с различными вариантами направленности системы трещин (вдоль направления фильтрации; перпенд и-кулярно направлению фильтрации; система трещин, расположенная под углом к направлению фильтрации).
Моделирование и анализ результатов фильтрации меченых веществ в уел о-виях описанной модели проводились впервые в российской практике. Резул ьтаты моделирования и основные выводы опубликованы в работ е [83].
В рамках исследований проводилось моделирование для трех видов объектов: 1. для вертикальной системы трещин (случай 1, Таблица 2.23); 2. для горизонтальной системы трещин (случай 2, Таблица 2.23); 3. для системы трещин, расположенных под углом к направлению фильтр а-ции жидкости (случай 3, Таблица 2.23). Для всех трех случаев геометрический пласт представляет форму квадрата с ребром 300 м; общая проницаемость по пласту 100 мД; пористость -0,1. Остальные параметры пласта представлены в таблице ( Таблица 2.24).
Результаты моделирования для системы трещин, расположенной поперек направлению фильтрации (случай 1, Таблица 2.23) показали, что фильтрация происходит как в поровом коллекторе (случай 1, Таблица 2.25). Увеличение числа трещин в этом случае фактически эквивалентно увеличению п орового объёма пласта и увеличению его эффективной проницаем ости.
В таблице (Таблица 2.26) представлены последовательные положения оторочки меченой воды при фильтрации от нагнетательной к добывающей скваж ине для случая, когда трещины расположены поперек направления фильтрации (случай 1, Таблица 2.23). Когда трещины расположены вдоль направления фильтрации (случай 2, Таблица 2.23), индикатор поступает в добывающую скважину по системе трещин (случай 2, Таблица 2.25), но определить в промысловом эксперименте характер и направленность системы трещин не представляется возможным.
В таблице (Таблица 2.27) представлены последовательные положения оторочки меченой воды при фильтрации от нагнетательной к добывающей скваж ине для случая, когда трещины расположены вдоль направления фильтрации (случай 2, Таблица 2.23).
Моделирование для случая, когда система трещин находится под углом к направлению фильтрации (случай 3, Таблица 2.23) показывает смещение основного фронта нагнетания в сторону направленности трещин (Таблица 2.28), т.е. увеличивается истинный путь фильтрации нагнетаемой воды. При этом индикатор в ыходит одной порцией, как если бы он двигался по поровому коллектору (ел учай 3, Таблица 2.25).
Последовательные положения оторочки меченой воды в пласте при движении от нагнетательной к добывающей скважине (случай 3, Таблица 2.23)
1. Продемонстрированы возможности разработанного автором ПО для моделирования фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости для слоисто-неоднородного порового, зонально-неоднородного порового и трещиновато-порового пластов-коллекторов.
2. Описаны результаты проведенных автором модельных исследований двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в слоисто-неоднородном поровом пласте.
3. Описаны результаты проведенных автором модельных исследований двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости для зонал ьно-неоднородного пласта для участков произвольной геометрии при произвольном числе и расположении скважин и произвольном количестве закачиваемых трасс е-ров.
4. Описаны результаты проведенных автором модельных исследований двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидко сти в трещинова-то-поровом пласте.
5. Рассмотрены результаты модельных исследований двухфазной двуме р-ной фильтрации меченой воды и нефти для пары скважин (нагнетательной и доб ы-вающей) в зонально-неоднородном пласте, выполненных зарубежными коллегами.
Анализ результатов проведения моделирования фильтрации меченой воды показал, что кривые «концентрация трассера - время» реагируют на такие характ е-ристики нефтяного пласта-коллектора как пористость, проницаемость, наличие геологической неоднородности в виде участков с ухудшенными или улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. При этом такие параметры как физико-химические свойства нефти и пластовой воды, начальная и остаточная водонас ы-щенность, технологические параметры эксплуатируемой залежи считаются известными. В общем случае это следует из уравнений, описывающих фильтрацию флюидов в пористой среде.
Стоит отметить, что сходные изменения пористости и проницаемости пр и-водят к сходным изменениям на кривой «концентрация трассера - время». Это означает, что при интерпретации трассерных данных геолог должен ориентир оваться на известные значения пористости, определенные стандартными метод ами. В этом случае трассерный метод позволяет уточнить значение проницаемости по знач е-нию времени поступления трассера в добывающую скважину. При этом определяется не абсолютная величина проницаемости, а эффективная (как уже было опр е-делено, т.к. истинная длина пути фильтрации неизвестна). Но это значение эффе к-тивной проницаемости как раз и будет тем значением, которое определяет реал ь-ную фильтрацию пластовых флюидов в нефтяном пласте.
Рассматриваемые в данной главе модельные примеры позволили дать качественную и количественную оценку влияния неоднородности пластов на хара ктер кривых «концентрация индикатора - время» и, тем самым, определить разрешающую способность индикаторного метода при проведении промысловых исследов а-ний. Обосновать (с учётом погрешности измерений в реальных промысловых и с-следованиях), что несколько независимых пропластков по виду кривых поступл е-ния индикатора в добывающую скважину можно уверенно различать при разн ице в проницаемостях более 20-25%.
Оценка усредненных параметров участка, необходимых для выбора параметров индикаторных исследований
Геолог вводит в таблицу (Таблица 3.1) такие известные параметры как: количество скважин на участке, на котором планируется проведение трассерных и с-следований; значения пористости, определенные по этим скважинам; значения проницаемости по этим скважинам; вязкость воды или иного нагнетаемого агента; вязкость нефти; текущая водонасыщенность; перепад давления по каждой паре скважин; длина участка, равная расстоянию между эксплуатационной и д обывающей скважиной; ширина участка принимается равной половине расстояния до доб ы-вающей скважины; толщина пласта коллектора по каждой скважине.
Затем по программе рассчитывают усредненные параметры участка исслед о ваний, включая условные ширину, длину и толщину пласта (если геологу известны усредненные значения пористости или проницаемости по данному участку, то он может по каждой скважине вводить именно эти значения) (Таблица 3.2).
Обычно в качестве начальной концентрации раствора химического тра есера геолог выбирает максимально возможную концентрацию, значение которой опр е-деляется величиной растворимости трассера в воде при заданной температуре. Н е-которые такие значения приведены в таблице (Таблица 3.3). Для радиоактивного трития максимальная концентрация равна удельной активности трития, допустимой для поверхностных вод. Если по каким либо причинам такая ко нцентрация не может быть использована для закачки, то геолог сам выбирает меньшую величину и оценивает ее в процентах от максимальной для последу ющих расчетов.
Геолог вводит в таблицу (Таблица 3.2) рассчитанные на предыдущем шаге усредненные параметры пласта (подраздел 3.2.1). Предусмотрен вариант автоматического ввода рассчитанных на первом этапе значений. В этом случае на предыд у-щем шаге должны быть введены в программу все указанные в таблице ( Таблица 3.2) характеристики. В качестве начальной концентрации вводится значение 100 % (или значение, выбранное геологом на втором этапе), а величина объема оторочки выбирается равной 1 м . Проводится расчет первого варианта. Программа рассч и-тывает коэффициент разбавления по данному вари анту и сообщает его пользователю. Коэффициент разбавления выбирается равным отношению начальной конце н-трации к одной сотой максимального значения концентрации, полученной при м о-делировании.
Пользователь сравнивает полученный результат с табличным значением возможного коэффициента разбавления для конкретного трассера (Рисунок 3.1, Рисунок 3.2). Табличные коэффициенты получены путем деления величины ра с-творимости данного трассера в воде на величину минимальной определяемой ко н-центрации трассера в отобранной пробе (для химических трассеров). Табличные значения рассчитаны для нескольких наиболее применяемых трассеров и могут пополняться пользователем. Если рассчитанный коэффициен т разбавления больше, чем табличный, то пользователь проводит расчет по программе заново, вводя при этом в таблицу (Таблица 3.2) величину оторочки меченой воды не 1 м , а величину большую, например 3 м или 5 м . Расчет проводится заново. В случае необходим о-сти расчет проводится до тех пор (уменьшая или увеличивая значение величины объема оторочки) пока расчетный и табличный коэффициенты разбавления не со в-падут с точностью 10-20 %.
