Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Идентификационные задачи теории нестационарной фильтрации и их приложение к интерпретации данных гидродинамических исследований скважин (ГДИС) 10
1.1. Гидродинамические исследования на нестационарном режиме 11
1.2. Математические модели нестационарной фильтрации флюида в пласте-коллекторе 16
Выводы к главе 1 38
ГЛАВА 2. Диагностирование трещиноватых зон в терригенных коллекторах месторождений Самарской области 39
2.1. Геологическое обоснование феномена трещиноватости терригенных пластов на примере Западно-Коммунарского месторождения 40
2.2. Исследование пластов пашийского горизонта вероятностно-статистическим экспресс-методом 46
2.3. Диагностирование структурной неоднородности терригенных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин
2.3.1. Учёт постпритока в скважинах 56
2.3.2. Диагностирование типа коллектора 57
2.3.3. Обоснование репрезентативности метода детерминированных моментов давления (ДМД) 66
2.3.4. Дискриминация гидродинамических моделей методом ДМД 72
Выводы к главе 2 78
ГЛАВА 3. Диагностирование изменения проницаемости при разработке терригенных коллекторов 81
Выводы к главе 3 з
ГЛАВА 4. Актуализация результатов гидродинамического моделирования и расчёта эффективности методов интенсификации добычи нефти 93
4.1. Обоснование параметров для построения 3D гидродинамической модели терригенного пласта по данным гидродинамических 93
исследований скважин 93
4.2. Переинтерпретация данных ГДИС с учётом изменений абсолютной и относительной фазовой проницаемости пласта 99
4.3. Нейросетевая оценка конечного коэффициента извлечения нефти 105
4.4. Оценка эффективности регулирования разработки с учётом изменений свойств терригенного пласта в пространстве и динамике 118
4.4.1 Анализ работы скважин 118
4.4.2. Анализ истории разработки 122
Выводы к главе 4 144
Заключение 148
Список принятых сокращений 151
Список литературы
- Математические модели нестационарной фильтрации флюида в пласте-коллекторе
- Исследование пластов пашийского горизонта вероятностно-статистическим экспресс-методом
- Переинтерпретация данных ГДИС с учётом изменений абсолютной и относительной фазовой проницаемости пласта
- Оценка эффективности регулирования разработки с учётом изменений свойств терригенного пласта в пространстве и динамике
Введение к работе
Актуальность темы
Вместе с развитием нефтегазовой отрасли углубляются представления об особенностях функционирования взаимосвязанных, сложно организованных элементов управляемой системы «пласт-скважина». Этому способствует развитие и распространение различных методов исследования пластов: комплексов геофизических и гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Достоверность полученных результатов испытаний во многом зависит от методик обработки исходных данных и от того, насколько подобранная при интерпретации модель пласта адекватна реальной геолого-промысловой ситуации. Отсутствие качественных оценок типа коллектора и недостаточность исследований зачастую приводят к ошибкам в определениях продуктивности и проницаемости, что в свою очередь отрицательно влияет на выбор системы разработки и геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Рациональная разработка нефтяных месторождений в настоящее время неразрывно связана с построением трёхмерных гидродинамических моделей фильтрации жидкости в пласте. Получение математической модели, корректно описывающей тип фильтрации, невозможно без комплексного учёта геологических и промысловых данных, включая их обновление.
Важную роль играет совершенствование методик интерпретации данных ГДИС, развитие комплексного подхода к исследованию фильтрации и уточнение математического аппарата для оценки эффективности извлечения нефти из пласта. Всё вместе это позволит детализировать представления о разрабатываемых эксплуатационных объектах и создавать достоверные фильтрационные модели месторождений, что является актуальной задачей для развития нефтегазовой отрасли России.
Целью диссертационной работы является определение типа фильтрации и показателей структурной неоднородности терриген-ных песчаных коллекторов (на примере месторождений Самарской области).
Идея работы
Структурная неоднородность терригенных песчаных коллекторов может быть связана с трещиноватостью, которая оказывает влияние на распределение их свойств в пространстве и динамике,
диагностируется с помощью комплексной интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и промысловых данных, требует адекватного математического учёта, что в итоге должно способствовать совершенствованию процессов моделирования разработки и эксплуатации залежей нефти. Задачи исследований:
-
Систематизировать современные представления о фильтрационных моделях пластов с двойным типом пустотного пространства, способах решения идентификационных задач теории нестационарной фильтрации в приложении к интерпретации данных ГДИС.
-
Выполнить концептуальное обоснование трещиноватости терригенных пластов-коллекторов верхнего девона ряда месторождений Самарской области.
-
Идентифицировать модель фильтрации жидкостей в терригенных пластах с помощью альтернативных экспресс-методов.
-
Выполнить анализ эффективной проницаемости в прис-кважинной зоне пласта при изменении водонасыщенности и пластового давления.
-
Изучить проблемы проектирования разработки залежей нефти в терригенных пластах верхнего девона и усовершенствовать метод оценки коэффициента извлечения нефти (КИН) с применением нелинейных алгоритмов оптимизации (алгоритма нейронной сети).
Методы исследований
В работе использованы компьютерные методы параметрической интерпретации данных гидродинамических исследований скважин и пространственно-распределённой информации о пластах, реализуемые в прикладных пакетах программ Saphir, Mat lab, Delphi, Eclipse; вероятностно-статистические методы систематизации и обработки промысловых данных; метод искусственных нейронных сетей.
Научная новизна работы:
1. По данным гидродинамических исследований и результатам эксплуатации скважин диагностировано наличие
развитой трещиноватости в терригенных песчаных коллекторах верхнего девона Самарской области и доказано их влияние на разработку.
-
На основе кибернетической модели нейросети (F. Rosenblatt, 1957 г.) создана трёхслойная модель нейронной сети, позволяющая с высокой точностью определять конечный коэффициент извлечения нефти по залежам верхнего терригенного девона.
-
Установлен и математически описан факт снижения эффективной проницаемости в прискважинных зонах коллекторов, связанный с изменением текущей водонасыщенности и абсолютной проницаемости ввиду падения пластового давления.
-
Обоснованы параметры для построения 3D гидродинамической модели терригенных пластов с резко дифференцированной проницаемостью и расчёта эффективности методов, направленных на увеличение степени выработки запасов после длительной эксплуатации нефтяных залежей.
Защищаемые научные положения:
-
Альтернативные способы интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и показателей их эксплуатации позволяют диагностировать феномен трещиноватости терригенных пластов и обосновывать параметры для построения адекватной гидродинамической модели.
-
Анализ параметров водонасыщенности и пластового давления, получаемых по промысловым данным, позволяет прогнозировать эффективную проницаемость в прискважинной зоне.
-
Модель трёхслойной нейронной сети позволяет более точно определять конечный коэффициент извлечения нефти для терригенных пластов с резко дифференцированной проницаемостью, реагирующей на изменения текущей водонасыщенности и пластового давления, чем существующие статистические модели.
-
Комплексный учёт распределений свойств терригенных пластов в пространстве и динамике позволит сформировать эффективную систему разработки залежей и выбрать методы, направлен-
ные на увеличение степени выработки запасов, с учётом продолжительности эксплуатации и степени истощения пласта.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими исследованиями, компьютерными расчётами с использованием современного программного обеспечения, анализом промысловой ситуации, контрольной пере-интерпретацией данных ГДИС и воспроизводимостью полученных результатов, а также данными гидродинамического моделирования, выполненного с учётом рекомендаций автора и с его участием при составлении проектов разработки в ООО «СамараНИПИнефть».
Практическое значение работы:
-
Разработана и апробирована методика комплексного диагностирования характера фильтрации в пласте по промысловым данным и данным ГДИС.
-
Разработана и апробирована методика определения колебаний проницаемости с актуализацией данного показателя в гидродинамической модели.
-
Разработана и апробирована методика оценки коэффициента конечного нефтеизвлечения для пластов верхнего терригенного девона.
-
Материалы диссертационной работы использованы в промышленности для повышения качества проектов и эффективности разработки залежей нефти, а также в учебном процессе при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Разработка нефтяных месторождений», «Эксплуатация нефтяных скважин», «Подземная гидромеханика углеводородов» студентам, обучающимся по направлению «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 научно-практических конференциях, чтениях и семинарах, в т.ч. на XIII Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых (г. Томск, 'ГПУ, 2009); IV Международной специализированной выставке «Нефтедобыча.
Нефтепереработка. Химия» (г. Самара, ВЦ «Экспо-Волга», 2010);
XXXVII Самарской областной студенческой научной конференции
(г. Самара, СГАУ, 2011); VIII и IX Международной научно-
практической конференции «Ашировские чтения»
(п. Агой, СамГТУ, 2011, 2012); IV региональной научно-
технической конференции молодых специалистов (г. Самара, ООО
«СамараНИПИнефть», 2013); Российской технической нефтегазовой
конференции и выставке SPE по разведке и добыче RO&G 14 (SPE,
Москва, 2014).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России, и 1 монография в зарубежном издательстве.
Структура и объём диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 121 наименований, приложений на 21 страницах машинописного текста. Материал диссертации изложен на 184 страницах машинописного текста, включает 21 таблицу, 41 рисунок, 68 формул.
Математические модели нестационарной фильтрации флюида в пласте-коллекторе
Рациональная разработка нефтяных месторождений тесно связана с построением математических моделей фильтрации, адекватно описывающих движение жидкостей в пласте. В основе этих моделей лежат так называемые фильтрационные параметры (ФП) пласта, определяемые в промысловых условиях гидродинамическими методами, в частности, нестационарными. На этапе построения модели важно определить тип пласта-коллектора и фильтрации флюида, которые максимально учитывают стандартные, а также специфические фильтрационно-емкостные и физико-химические свойства. От того, насколько детально на данном этапе удастся описать фильтрацию в пласте, будет зависеть выбор системы разработки, точность последующих расчётов, планирование способов интенсификации добычи нефти. Важную роль в идентификации типа пласта-коллектора играют ГДИС. Методологически под идентификацией в дальнейшем будет подразумеваться установление тождественности процессов, протекающих в объекте исследований, какой либо известной модели, позволяющей получить достаточное (в рамках погрешности) математическое представление о реальности с помощью формул и логического описания, заложенных в ней, с учётом существующих допущений. Процедуре идентификации предшествует отбор значимых идентификационных признаков, или диагностических критериев, которые участвуют в сопоставлении и должны быть обоснованы результатами практических и теоретических экспериментов. При перестроении и адаптации гидродинамических моделей пластов целесообразно использовать данные параметрической интерпретации ГДИС. Так как в процессе разработки поле проницаемости изменяется под влиянием, в основном, техногенных факторов, возникает необходимость внесения корректировок в начальные значения проницаемостей, полученные зачастую из петрофизических зависимостей от пористости с использованием каротажного материала. Если на ранних стадиях удалось диагностировать наличие в пласте-коллекторе трещиноватости, например, по данным ГДИС, акустического каротажа, непродольного вертикального сейсмического профилирования, индикаторным диаграммам, то исследование фильтрационных характеристик становится ещё более актуальным. Из-за неоднородности литологического состава пласта и толщины аквифера происходит неравномерное падение пластового давления, секторное ухудшение проницаемости пласта, связанное со смыканием макро- и микротрещин. Достоверность определения ФП пластов с помощью ГДИС зависит от способа регистрации данных и методики их интерпретации. Несмотря на довольно длительную историю существования методов ГДИС, до сих пор не решены многие проблемы, связанные как с технологией проведения исследований, включая регистрацию получаемых данных, так и с обработкой конечных результатов.
Существуют различные классификации типа коллекторов, основанные на лабораторных исследованиях керна и петрофизических данных. Однако следует иметь в виду, что в масштабах пласта наиболее важной и характерной особенностью будет резкая невыдержанность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в пределах зоны дренирования. Для оценки фильтрации в нефтяном пласте важно использовать гидродинамические, промыслово-геофизические, полевые методы. Схема, предложенная К.И. Багринцевой, включает шесть основных типов коллекторов: каверно-поровый, поровый, трещинно-поровый, порово-трещинный, трещинный, каверно-трещинный. Н.П. Лебединцев вслед за Е.М Смеховым., Т.Д. Голфт-Рахтом и Р.А. Нельсоном предлагает трещиноватые пласты делить на: трещиноватые с пустотностью, обусловленной только наличием трещин, и трещиноватые с двойной пустотностью, или сложным коллектором.
Гидродинамические исследования на нестационарном режиме Проблема исследования нефтяных пластов крайне многогранна. Главным осложняющим фактором при создании методик интерпретации является то, что объект исследования находится за несколько сотен, а зачастую и тысяч метров от исследователя. На результаты исследования существенно влияет качество предоставляемого интерпретаторам материала - кривых восстановления или падения давления (КВД, КПД) и кривых восстановления уровня (КВУ), а оно, в свою очередь, зависит от точности манометра, технического состояния скважины, человеческого фактора.
Гидродинамические исследования на нестационарном режиме, прежде всего, с получением КВД и КВУ широко и повсеместно начали применять достаточно давно с 40-х годов двадцатого века. Первое исследование было произведено гидрогеологами в США в 1935 году. С тех пор технология получения зависимостей восстановления давления от времени и методы интерпретации полученных графиков претерпели множество изменений и продолжают совершенствоваться.
Методики интерпретации КВД, их особенности и пути развития рассматривались в трудах признанных отечественных и зарубежных специалистов-нефтяников. Наиболее серьёзные работы выполнены под руководством и с участием таких учёных, как Г.И. Баренблатт, К.С. Бузинов, С.Г. Вольпин, Р.Н. Крылов, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.М. Молокович, И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, Р.Г. Шагиев, В.Н. Щелкачёв [10, 17, 18, 20, 27, 35, 60, 61, 63, 64, 65, 92, 94, 97, 98]. Среди зарубежных специалистов можно особо выделить труды L.P Dake, А.В. Dyes, R.C. Jr. Earlougher, А.С. Gringarten, D.R. Horner, С.A. Hutchinson, С.С Miller, M. Musket [20, 27, 41, 99, 104, 105, 107, 108, 110,113].
Исследование пластов пашийского горизонта вероятностно-статистическим экспресс-методом
Нефтяные и нефтегазовые пласты, залегающие на глубинах более 2 км, подвергаются высоким сжимающим давлениям и температурам. Коллекторы таких месторождений в процессе разработки порой необратимо деформируются - частично или полностью. Пластовые деформации в совокупности с изменениями свойств жидкостей и газов оказывают влияние на характер фильтрации, что может привести к крайне нежелательному результату -резкому и невосстановимому уменьшению продуктивности скважин. Данное явление связано с природными и техногенными образованиями сверхпроводимых зон в пластах-коллекторах, или трещиноватостью.
Авторы статьи [2] произвели расчёт влияния различных природных и техногенных факторов на продуктивные характеристики скважин в процессе их эксплуатации. Было исследовано несколько десятков как терригенных, так и карбонатных пластов, обладающих самыми различными фильтрационно-емкостными свойствами, залегающих на глубинах от 1350 м до 5247 м и вмещающих нефти с неодинаковыми физико-химическими характеристиками. По мнению авторов [2], наиболее весомой причиной снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации является деформация коллектора. Причина обратимой и пластической деформации коллекторов при разработке месторождений заключается в снижении пластового давления или депрессии на пласт при эксплуатации скважин. Интересны выводы, которые приводят авторы статьи относительно влияния деформации коллектора на продуктивные характеристики скважин в процессе эксплуатации, цитирую: - при снижении пластового давления на 6-7 МПа происходит уплотнение терригенных пород; - снижение пористости и проницаемости терригенных пород из-за падения пластового давления составляет, соответственно, 10-16 % (до 20 %) и 20-45 % (до 60 %); -после снижения пластового давления на 6-7 МПа и последующего его восстановления до первоначального естественная проницаемость восстанавливается на 70-90 %; - давление начала необратимых деформаций для песчаников и алевролитов в среднем равно 4-5 МПа; -снижение проницаемости в окрестности скважины происходит более высокими темпами, чем в удалённой части; -смыкание трещин проявляется в основном в карбонатных коллекторах при больших депрессиях на пласт (более 10 МПа); - время смыкания трещин колеблется от 3-5 часов до 3-10 суток; - потери дебита скважин за счёт смыкания трещин могут превышать 60%; -коэффициент сжимаемости трещин в зависимости от типа коллектора изменяется в пределах от 1,6-Ю"3 до 6,1-10-3 1/(кг/см2). Существуют различные методы оценки трещиноватости: - анализ образцов породы (шлифов или керна); - дистанционные методы (космические снимки, аэрофотосъемка); - геофизические методы (сейсморазведка, ГИС в скважинах); - косвенные методы (анализ поглощения раствора при бурении, механический каротаж, ГДИС, статистический анализ). В настоящей работе приводятся результаты, свидетельствующие о наличии трещиноватых зон в терригенных отложениях нефтяных месторождений Самарской области, полученные по данным промысловой разработки. 2.1. Геологическое обоснование феномена трещиноватости терригенных пластов на примере Западно-Коммунарского месторождения
Зачастую керн из коллекторов трещинного и карстового типа не выносится в полном объёме или выносятся рыхлые и разрушенные до состояния песка или известково-доломитовой муки разности пород. В этом случае о возможной трещиноватости можно судить по геологическим данным и особенностям процесса первичного вскрытия пластов бурением скважин. Анализ, выполненный по нефтенасыщенным пластам ДІ и ДП пашийского горизонта Западно-Коммунарского и Чаганского поднятий Западно-Коммунарского месторождения Самарской области, показал следующее.
Появление трещин в результате действия напряжений и уменьшения сцепления между частицами породы может быть обусловлено геологическими факторами [7, 8, 15, 16, 34, 38], такими как: а) деформация пород в случае образования складок или тектонических разломов; б) глубокая эрозия перекрывающих пород.
В региональном тектоническом отношении Западно-Коммунарское месторождение расположено в пределах западной части Бузулукской впадины, выделяемой по поверхности кристаллического фундамента (см. рис. 2.1). Заложение прогибов северо-восточной ориентации (генетически связанных с Волго-Сокской палеовпадиной и формировавшихся в верхнекыновское время) явилось следствием возобновления тектонической активности. Тектонические движения происходили по древним шовным зонам и сопровождались серией разрывных нарушений как северо-восточной, так и северо-западной ориентации, наложенных на различные формы уже сформированного ко времени их заложения рельефа (см. рис. 2.2).
В пределах участка исследования разрывные нарушения не только осложняют бортовые зоны прогибов, но и разбивают на блоки ряд локальных выступов [22, 26], что способствовало формированию в разрезе терригенных отложений девонского возраста ловушек тектонически-экранированного типа.
Структурные формы относятся к сквозному тектоническому типу локальных поднятий, каждой из них соответствует выступ фундамента. Структурные элементы муллинского, пашийского и кыновского горизонтов имеют наиболее сложное строение. На их формирование существенно повлияли процессы, связанные с развитием грабенообразных прогибов (см. рис. 2.2), о чём свидетельствует несоответствие структурных планов.
Переинтерпретация данных ГДИС с учётом изменений абсолютной и относительной фазовой проницаемости пласта
Кроме данных о коэффициенте детерминации в проведённом исследовании и потерях давления на фильтрацию в соответствующей зоне пласта в таблице указана характеристика типа породы-коллектора, исходя из существующей классификации [14, 50] и конфигурации основной и разностной кривых, представленных на рис. 2.13.
Полученный для фонда исследованных скважин коэффициент детерминации в среднем составил 0,7504. Это значение позволяет признать результаты интерпретации проведённых исследований корректными. Потери давления на фильтрацию флюидов к скважинам по системе трещин колеблются от 0,129 МПа до 2,515 МПа и связаны с особенностями строения самих трещинных систем около каждой из исследуемых скважин. Эти данные следует учитывать при оценке распределения трещиноватости.
Потери на фильтрацию между блоками породы и трещинами могут достигать больших значений. Данную особенность необходимо учитывать при планировании работ по интенсификации добычи нефти для выбора наиболее эффективного метода, как, впрочем, и данные о загрязнении прискважинной зоны пласта (ПЗП), отражённые в потерях давления на скин-эффект. Тип коллектора по всем скважинам диагностируется как трещиноватый или трещиновато-пористый, что подтверждает гипотезу, выдвинутую в ходе анализа геологического строения пластов.
Таким образом, данные интерпретации гидродинамических исследований скважин, полученные с помощью метода ДМД и методики разностных кривых, позволяют классифицировать пласты ДІ и ДП пашийского горизонта Западно-Коммунарского месторождения как преимущественно трещиноватые с относительно незначительным влиянием блоков матрицы породы на дренирование жидкости.
Диагностирование структурной неоднородности и типа терригенного коллектора выполнено для пластов, нефть которых характеризуется малой вязкостью, но содержит асфальтены и смолы в концентрациях, принятых равными 3,3% (пласт ДІ) и 3,9% (пласт ДП) по аналогии с пластами других месторождений. При хорошей средней проницаемости и высокой начальной температуре (свыше 70 С) можно допустить, что реологическая характеристика нефти сходна со свойствами ньютоновской жидкости, и исключить её влияние на форму КВД.
Комплексный подход к анализу нефтенасыщенного пласта, использование нескольких различных по математическому описанию методик дают возможность для более точных выводов и рекомендаций, так как позволяют избежать некорректностей, связанных с неизбежной аппроксимацией исходных данных в каждом из методов, что ведёт к улучшению репрезентативности получаемых результатов.
Приоритетной методикой, позволяющей интерпретировать кривые восстановления давления, является метод касательных, известный за рубежом как метод Миллера, Дайса, Хатчинсона (MDH). В результате его усовершенствования возник и получил широкое распространение метод Хорнера. На практике используется и множество других методов - метод эталонных кривых, метод билогарифмических кривых, метод деконволюции, метод с применением производной Бурде и т.д. [14, 17, 45, 92, 65, 99].
В настоящем разделе рассмотрены возможность использования метода ДМД для определения основных параметров нефтяного пласта и его преимущества по сравнению с традиционными графическими методами на примере исследования скважины № 340 Булатовского месторождения Самарской области.
Традиционные графические методы (метод Хорнера, метод MDH) основаны на решении уравнения пьезопроводности (1.1), (1.4), полученного на основе уравнений неразрывности, закона Дарси, уравнения состояния пористой среды и насыщающей жидкости с некоторыми допущениями, а именно: - процесс фильтрации изотермический, то есть J const; - режим пласта упругий, в пласте движется однородная ньютоновская жидкость по линейному закону фильтрации Дарси; - пористая среда однородная и изотропна по проницаемости; - силы инерции и гравитации не учитываются. Метод детерминированных моментов давления основан на вычислении детерминированного момента давления п-ого порядка [11, 45, 48, 60], а именно, интеграла по времени от текущей депрессии весом tn: Mn=jtnjl-Pc(t) ndt. (2.5)
В ходе дальнейших вычислений, используя уравнение (2.3), получают диагностический признак d(i), по которому определяют наиболее вероятную математическую модель фильтрации (модель В.Н. Щелкачёва, модель Г.И. Баренблатта, модель релаксационного поведения жидкости), и уже для выбранной модели рассчитывают количественные параметры пласта. Метод ДМД лишён недостатков, присущих графическим методам, и основан на формализованном математическом анализе интегральных характеристик КВД, однако он, как и другие методы, требует объективно долгого времени проведения ГДИС [109]. Вместе с тем использование метода ДМД позволяет ввести формальный диагностический признак для выбора математической модели интерпретации КВД непосредственно по данным ГДИС, в связи с чем он и был включён в комплекс исследований при выполнении настоящей работы.
Оценка эффективности регулирования разработки с учётом изменений свойств терригенного пласта в пространстве и динамике
Методики, используемые при построении современных трёхмерных гидродинамических моделей пласта в программном комплексе Eclipse, базируются на учёте так называемой двойной пустотности пласта-коллектора [59] на основе существующей геологической модели. Данная модель широко описана в статьях многих зарубежных авторов [100, 108, 109, 111]. Они опираются на теоретическую базу, заложенную Уорреном, Рутом и Каземи [41, 99]. Модель двойной пустотности - сеточная гидродинамическая модель пласта, каждому блоку которой фактически соответствуют две ячейки: первичные -описывающие свойства матричных блоков пород и зону пласта на удалении от скважины; вторичные - описывающие свойства трещин и призабойную зону скважины.
Имеется в виду, что вблизи ПЗП геологические запасы находятся в матрице породы (первичные ячейки), а фильтрация происходит по трещинной системе (вторичные ячейки). Основными параметрами при создании модели являются: сигма фактор - параметр, характеризующий взаимосвязь системы первичных и вторичных ячеек и участвующий в расчёте проводимости между ними; соотношение первичной и вторичной пористостей - отношение ёмкости пласта на удалении от скважины к ёмкости призабойного участка. Сигма фактор, по сути, является параметром Л в модели Уоррена-Рута (глава 1) и для интерпретации КВД характеризует межпустотный переток жидкостей в безразмерной форме, то есть интенсивность фильтрации из матрицы в трещины, и наоборот.
Второй параметр, обозначенный W, по сути, является отношением пористости матричных блоков к пористости трещинной системы. Данное значение можно получить, зная параметр w, характеризующий отношение объёмов пор трещин к общему объёму пор. Для этого нужно разделить (І-w) на w, то есть ёмкость трещин на ёмкость матрицы блоков породы.
Для исследуемого фонда скважин Западно-Коммунарского месторождения, эксплуатирующих пласты ДІ и Дії пашийского горизонта, по теории Уоррена-Рута были рассчитаны сигма фактор и параметр W [38, 98].
Коэффициент относительной вместимости матрично-трещинной системы w определялся из уравнения w = exp(-2,3-AP/m J, (4.1) где АР получено из диаграммы зависимости AP-\og(t) как давление, характеризующее начальный участок КВД, по внешнему изгибу графика; т перепад давления в одном цикле логарифмического масштаба времени:
Таким образом, используя теорию Уоррена-Рута, можно определить ряд основных параметров трещиноватости коллектора, которые, как и проницаемость, могут рассматриваться в качестве идентификационных признаков структурной неоднородности, в том числе: - отношение объёма трещин к общему объёму пластовой системы; - параметр фильтрации из блоков в трещины. Они являются аналогами параметров, применяемых при 3D моделировании (сигма фактора и соотношения первичной и вторичной пористостей), и рассчитаны на примере терригенных пластов ДІ и ДП пашийского горизонта.
Использование этих параметров в 3D гидродинамическом моделировании позволяет применять в расчётах модель двойной пустотности, которая учитывает влияние трещиноватости пород на процесс фильтрации флюидов, насыщающих пласт.
Использование теории Уоррена-Рута позволяет упростить процедуру адаптации трёхмерной гидродинамической модели, так как с её помощью, на основе данных для каждой скважины, можно применить дифференцированный подход к распределению основных параметров модели двойной пустотности по площади месторождения.
Анализ разработки пласта ДІ Западно-Коммунарского месторождения осуществлялся с привлечением текущих показателей разработки, проектных данных [86], а также результатов актуализированного расчёта на утверждённой гидродинамической модели (ГДМ) с учётом фактического состояния разбуривания месторождения [76]. Добыча нефти, тыс.т
Сопоставление уровней добычи из пласта ДІ после актуализации ГДМ Сравнение показателей представлено на рис. 4.1. Уровни добычи нефти, полученные в результате моделирования после актуализации ГДМ, не более чем на 6-7% отличаются от проектных показателей в период 2008-2009 г.г., что объясняется совпадением количества скважин по фонду. Значительное отклонение модельных уровней от проектных в 2010 году связано с переводом на одновременно-раздельную эксплуатацию трёх добывающих скважин нижележащих пластов и бурением двух новых добывающих скважин. Рост обводнённости продукции обусловлен хорошей, согласно модели, гидродинамической связью между нагнетательными и добывающими скважинами, а её увеличение по сравнению с проектными уровнями является следствием более раннего ввода нагнетательных скважин в эксплуатацию и иного их расположения. Одновременно с более высокой обводнённостью на модели получены и большие, в сравнении с проектными, уровни по добыче жидкости. Однако фактическая обводнённость значительно ниже, что свидетельствует о худшей, чем заложено в ГДМ, связи нагнетательных и добывающих скважин.
Расхождение модельных уровней с фактическими обусловлено в первую очередь высокой продуктивностью скважин №№ 93 и 104, введённых в разработку в 2009 году. Эти скважины находятся, соответственно, в западной и южной частях пласта ДІ и заметно отличаются от остального фонда уровнями добычи. Не исключено, что зоны дренирования этих скважин расположены в областях с отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами, то есть на процесс фильтрации и характер притока влияет трещиноватость.
Согласно результатам актуализированного расчёта, проектирование на утверждённой в последнем проектном документе геологической модели невозможно. Необходимо произвести пересчёт запасов и построить новую модель залежи. Основанием для этого являются также результаты бурения новых скважин (новые отбивки по пластам, геофизические материалы) и сейсмические карты, полученные в результате исследования в 2010 году. Карта начальных нефтенасыщенных толщин, отражающая состояние изученности залежи в 2009 году, и карта текущих нефтенасыщенных толщин с учётом изменений в структуре залежи по состоянию на 2011 г. показаны на рис. 4.2.
Анализ динамики добычи нефти из скважин, эксплуатирующих пласт ДІ Западно-Коммунарского поднятия (см. главу 2), позволил сделать предположение о влиянии трещиноватости на процесс фильтрации. 4.2. Переинтерпретация данных ГДИС с учётом изменений абсолютной и относительной фазовой проницаемости пласта
С целью проверки гипотезы о наличии двойной пустотности в пластах пашийского горизонта была выполнена переинтерпретация кривых восстановления давления, полученных в процессе исследования скважин № 96 и № 104, с помощью модуля Saphir программного комплекса Ecrin [5].
Исходными данными для интерпретации результатов исследования скважин на нестационарных режимах и анализа КВД являются: радиус скважин RCKB; толщина дренируемого пласта hдр.; пористость т; объёмный коэффициент Воб.; вязкость флюида//; сжимаемость системы Сг; динамика дебита скважины до её остановки; динамика забойного давления до начала снятия КВД; динамика восстановления забойного давления в период снятия КВД.