Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обоснование необходимости разработки методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности проектирования и управления процессами извлечения углеводородов 11
1.1. Причины формирования анизотропии коллекторских свойств ... 11
1.2. Геолого-гидродинамические методы оценки анизотропии коллекторских свойств. 21
1.3. Теоретические основы моделирования анизотропным коллекторов 35
1.3.1. Математическая модель многомерной фильтрации в анизотропных пористых средах 35
1.3.2. Численные методы решения дифференциальных уравнений неустановившейся фильтрации для анизотропных сред 38
1.3.3 Функции относительных фазовых проницаемостей в анизотропных коллекторах 41
1.3.3. Моделирование сеточной области (гриддинг) 46
1.4. Обобщение опыта разработки месторождений с анизотропным коллектором. 48
1.5. Эффективность технологий разработки анизотропных коллекторов горизонтальными скважинами (случай ортогонального диагональный тензора) 68
1.6. Ориентация разностной сетки при создании модели анизотропного пласта 79
1.7. Обоснование задач исследования. 87
Глава 2. Разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости 89
2.1. Постановка и решение задачи перехода к неглавным осям тензора проницаемости при вариации главных осей тензора проницаемости . 89
2.2. Закономерности при вариации главных осей тензора проницаемости 93
2.3. Разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов. 97
Глава 3. Результаты апробации методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов для условий Сугмутского месторождения 102
Глава 4. Повышение эффективности управления разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики при зарезке боковых горизонтальных стволов 118
Общие выводы 123
Список использованной литературы 124
Приложение 1 141
Приложение 2
- Причины формирования анизотропии коллекторских свойств
- Постановка и решение задачи перехода к неглавным осям тензора проницаемости при вариации главных осей тензора проницаемости
- Результаты апробации методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов для условий Сугмутского месторождения
- Повышение эффективности управления разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики при зарезке боковых горизонтальных стволов
Введение к работе
Актуальность темы
Формирование ловушек углеводородов происходят в условиях сложной обстановки осадконакопления и диагенеза. Для таких типов залежей, как аллювиальные, флювиальные, дельтовые, эоловые и другие, характерно наличие в пласте существенной неоднородности - неструктурного распределения частиц скелета породы и поровых каналов, формирования напряженного состояния породы и систем микротрещинности и т.п. В свою очередь, эти факторы способствуют проявлению пространственной анизотропии проницаемости системы. Получение информации о тензорном характере проницаемости возможно на основе анализа геолого-гидродинамических исследований. Поэтому для обоснования технологий разработки анизотропных коллекторов необходимо повышение достоверности гидродинамических расчетов показателей разработки с учетом полного тензора проницаемости.
Анализ методик моделирования анизотропных коллекторов при использовании современных гидродинамических симуляторов свидетельствует о наличии пробела в методическом аспекте моделирования. В настоящее время имеется большое количество исследований по созданию теоретических основ численных методов для моделирования указанных коллекторов, в том числе соответствующие программные продукты, при использовании которых необходимо задание всех компонент полного тензора проницаемости. Вместе с тем, данная информация, как правило, представлена в неявном виде. На стадии проектирования единственной доступной информацией являются данные о распределении направления напряженного состояния системы и о значениях компонент тензора вдоль направлений главных направлений. Поэтому представляется целесообразным использовать эти данные для оценки полного тензора проницаемости. Кроме того, использование симуляторов,
учитывающих тензорный характер проницаемости, затруднено в связи с
возможным нарушением сходимости численных алгоритмов при
необходимости детализации локальных областей на полномасштабных моделях. Поэтому важно выявить границы эффективного применения моделей, учитывающих тензорный характер проницаемости.
Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на создание научно-методических основ построения гидродинамических моделей анизотропных коллекторов для повышения эффективности технологий их разработки.
Целью работы является разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности управления разработкой нефтегазовых месторождений.
Задачи исследования
Для достижения поставленной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:
Обоснование необходимости разработки методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности проектирования и управления процессами извлечения углеводородов.
Постановка и решение задачи получения полного тензора проницаемости на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния.
Выявление закономерностей влияния вариации главных осей напряженного состояния на показатели разработки и обоснование границ эффективного применения гидродинамических моделей, учитывающих тензорный характер проницаемости.
Разработка и апробация методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости.
Обоснование мероприятий по управлению разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики для условий Сугмутского месторождения.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и полученных результатов обеспечивается использованием современных методов гидродинамического моделирования, тензорного исчисления, обобщения фактических результатов разработки месторождений с анизотропным коллектором и результатами адаптации гидродинамических моделей по истории разработки с достаточной сходимостью расчетных параметров.
Научная новизна
Поставлена и решена задача получения полного тензора проницаемости на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния, являющаяся математической базой моделирования пластов с высокой изменчивостью анизотропии.
Выявлены качественные и количественные закономерности влияния степени вариации главных осей тензора на динамику показателей разработки, что позволяет обосновать границы эффективного применения моделей, учитывающих полный тензор проницаемости. Так, при углах вариации напряженного состояния до 5 градусов целесообразен учет только элементов главной диагонали тензора проницаемости.
Разработана методика гидродинамического моделирования анизотропных пластов, позволяющая наиболее полно учесть распределение проницаемости при управлении разработкой месторождения и использующая информацию о направлениях главных осей тензора проницаемости.
Практическая значимость
Разработанная методика моделирования анизотропных коллекторов позволяет учесть специфику фильтрационных процессов в анизотропных пластах и повысить достоверность расчетов показателей разработки. Обоснована целесообразность применения разработанной методики для углов вариации главных осей в интервале от 5 до 45 градусов.
На основе апробации методики для условий Сугмутского месторождения (пласт БС9) показано, что учет полного тензора позволяет повысить точность прогноза текущих показателей разработки на 7 процентов по сравнению с учетом только главной диагонали матрицы проницаемости. Результаты апробация методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов позволяют рекомендовать ее для принятия технологических решений при проектировании и управлении.
Показано для условий Сугмутского месторождения, что при использовании методики возможно значительное повышение эффективности методов управления разработкой при учете тензора проницаемости для обоснования технологии зарезки боковых стволов.
Внедрение результатов диссертации
Результаты исследований вошли в состав проектных документов по разработке Сугмутского месторождения (протокол ЦКР Роснедра №3613 от 16.03.2006г.), Восточной оторочки ОНГКМ (протокол ЦКР Роснедра № 4100 от 27.09.2007г.), Урманского месторождения (протокол ЦКР Роснедра № 3960 от 19.04.2007г.).
Апробация работы
Основные результаты исследований представлены на следующих конференция и семинарах:
1. МСНК «Нефть и газ - 2006», 21-24 апреля 2006г., РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва;
2. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса
России», 29-30 января 2007г., РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва;
«Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», 24-26 апреля 2007г, ИПНГ РАН, Москва.
Семинар компании British Petroleum и РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 15-16 мая 2007 г, РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва.
5. «Новые технологии в газовой промышленности», 25-28 сентября 2007г, РГУ
нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва.
«StatoilHydro International Student Conference», 8-13 октября 2007г., Исследовательский центр компании СтатойлГидро, Тронхейм, Норвегия.
Научный семинар по моделированию исследовательского центра СтатойлГидро, 1 февраля 2008г, Тронхейм, Норвегия.
Научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (2007, 2008 гг).
Публикации
По результатам исследований опубликовано 11 печатных работ, в том числе три статьи (две работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ).
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и 2 приложений. Общий объем работы составляет 154 страниц, 45 рисунков, 17 таблиц и списка литературы из 141 наименования.
Благодарности
Автор считает своим долгом выразить особую признательность за идеи, постоянное внимание и помощь в работе над диссертацией научному руководителю доценту, к.т.н. Бравичевой Т.Б. Автор глубоко благодарен заведующему кафедры РиЭНМ проф., д.т.н Мищенко И.Т., проф., д.т.н Михайлову Н.Н., проф., д.т.н Ермолаеву А.И., доценту, к.т.н. Назаровой Л.Н. и
коллективу кафедр Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений и Нефтегазовой и подземной гидромеханики за бесценную помощь, консультации, обсуждение работы и знания, полученные в стенах РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.
Кроме того, хотелось выразить благодарность к.т.н Давыдову А.В., к.т.н Курамшину P.M. и Каркавцеву С.С. за большое содействие в выполнении работы. Автор признателен за помощь на завершающем этапе работы к.т.н. Телкову В.П., к.т.н. Ибрагимову И.И., к.т.н Ребрикову А.А., Лутфуллину А.А., Пестрикову А.В., Алвестаду Ю., Мутлуруду П.К., Шетле Э.
Причины формирования анизотропии коллекторских свойств
Анизотропия - неодинаковость свойств по направлениям, термин анизотропия употребим во многих областях геофизики, акустики, гидродинамики, химии и медицины. В геофизике понятие анизотропии связано с удельным сопротивлением слоистых пород (песчаников, глин и глинистых сланцев). Обычно в слоистых породах удельное сопротивление, определенное перпендикулярно к напластованию рП, выше измеренного по напластованию рТ. Такие породы называются электрически анизотропными. Степень анизатропности характеризуется коэффициентом анизотропии Я= IK. В акустике и сейсмике анизотропия выражена в различном времени (скорости) прохождения акустических волн в среде. В теории упругости анизотропия возникает при рассмотрении деформационных свойств.
В физике пласта и гидродинамике анизотропия связана в первую очередь с различностью фильтрационно-емкостных свойств коллектора проницаемостью. Первое упоминание термина анизотропии в отношении проницаемости связана с трудами М. Маскета [М. Маскет, 1949].
Однако сразу хотелось бы отметить, общность свойства анизотропии по отношению ко всем свойствам, родство их обусловлено общефизическими принципами.
Формирование ловушек углеводородов может происходить под влиянием различного характера осадконакопления, что обуславливает появление коллекторов с резко неоднородной структурой. Примерами таких отложений могут служить аллювиальные, дельтовые, эоловые залежи и др.
Действия диагенеза усиливают параметры неоднородности за счет процессов выщелачивания, защемления, уплотнения, растворения и цементация порового пространства. Тектонические напряжения усиливает процесс смещения и создания резконеоднородных структур. Эффекты анизотропии находят проявлении при рассмотрении коллекторов не только с системой микротрещин, зачастую высокая неоднородность строения обуславливает различность свойств по направлениям. Характерные примеры схематически представлены нам рис 1.1.1 и 1.1.2. В реальных коллекторах нефти и газа анизотропия может быть обусловлена трещиноватостью, слоистостью, наличием различного вида включений в коллекторах, которые приводят к неодинаковости свойств по различным направлениям. Например, в слоистых пористых средах фильтрационные свойства в плоскости слоев отличаются от фильтрационных свойств в направлении, перпендикулярном слоям. В трещиновато-поровых средах фильтрационные потоки по трещинам значительно превосходят потоки в других направлениях и т.п.
При исследовании пород анизотропия зачастую приурочена к глинистым и мелко переслаивающимся (биомодальный) песчаникам и турбидитам.
Исследованию неоднородности сложнопостроенных залежей с резконеоднородной структурой осадконакопления и диагенеза рассмотрено во многих трудах и монографиях по геологии и разработки месторождений углеводородов. В которых констатируется, что основным проявление неоднородности, связанной с анизотропией, является слоистость, вариация проницаемости по направлением и трещинность коллектора.
Следует отметить, что одной из причин анизотропии проницаемости является слоистость. В работе [Schon J.H., Georgi D.T., Fanini О, 2003] рассмотрены два типа переслаивания: 1. Мелко переслаивающийся анизотропный песчаник (бимодальный); 2. Слоистые глинистые песчаники.
В первом случае мелкое переслаивание может увеличивать поперечную анизотропию песчаника, сформированного тонкими прослоями с различными размером зерен, пористостью, сортированностью (например, эоловые отложения и турбидитные последовательности). Слоистые пласты с переслаивающимися тонкими пропластками проявляют макроскопическую анизотропию физических свойств (электрическая проводимость и проницаемость). Макроскопическая анизотропия проявляется в тонко переслаивающихся осадочных формациях, где геологические процессы накопления осадков определяют наличие пропластков, мощность которых намного меньше, чем разрешающая способность каротажного оборудования.
Слоистые глинистые песчаники — осадки, состоящие из тонких переслаивающихся слоев песчаника и глины. Слои песчаника характеризуются высоким сопротивлением и высокой проницаемостью, глинистые слои — низким сопротивлением и крайне низкой проницаемостью. Как правило, большой контраст, и в сопротивлении и в проницаемости, связан со слоистыми глинистыми песчаниками. Несмотря на то, что анизотропия может порождаться в масштабе пор, в работе [Schon J.H., Georgi D.T., Fanini О, 2003] уделяется особое внимание проницаемости в макро масштабе, связанной со слоистостью систем, и описывается поперечно изотропное пространство, которое может быть описано горизонтальной и вертикальной проницаемостью, и сопротивлением слагающих тонких слоев.
Для моделирования пласта и изучения повышения нефтеотдачи необходимо изучение влияние осадочных структур и общих форм диагенеза на неоднородность проницаемости и анизотропию свойств пласта. Результаты проведения такого анализа с использованием электронного микроскопа, позволяющего детально изучить влияние диагенеза на геометрию порового пространства, опубликованы в работе [Evans R.C., 1987], привести их тем более важно, что существует относительно немного исследований касательно анализа геологических факторов, которые определяют неоднородность и анизотропию в песчаных пластах.
Направление первичных потоковых структур и размера зерен, связанных с изменениями уровня энергии обстановки осадконакопления, могут быть использованы для выделения тренда проницаемости. Как для несцементированных песков, так и для песчаников показывается общая форма диагенеза увеличения содержания кварца, аутигенного каолинита и илита. Эта форма диагенеза может уменьшать общую неоднородность проницаемости в сравнении с несцементированными песками, из-за поровых каналов во всех разновидностях песка, которые могут быть уменьшены теми же самыми аутигенными глинами или увеличенным кварцем, в результате, получаем более похожие размеры остаточных поровых каналов.
Диагенез в песчаниках формации около г. Скарборо означает, что геометрия пор, а значит и проницаемость, больше не контролируется принципиальной ориентацией зерен и упаковкой. Анизотропия горизонтальной проницаемости в плане наслоений имеет признаки, указывающие на сжатие поровых каналов аутигенными глинами и кварцевыми зернами, что делает размеры поровых каналов более похожими. Как следствие взаимосвязь между направлением максимальной проницаемости и ориентации зерна, и направление простирания песчаного тела, может быть нарушена и даже до полного её отсутствия в некоторых песчаниках [Evans R.C., 1987] .
Постановка и решение задачи перехода к неглавным осям тензора проницаемости при вариации главных осей тензора проницаемости
Геологические факторы могут стать причиной вариации главных осей напряженного состояния коллектора по площади месторождения. Для адекватного описания процессов фильтрации необходимо вводить дополнительные переменные в матрицу проницаемости, а именно недиагональные компоненты.
Таким образом, задача моделирования системы с диагональным видом тензора проницаемости (ортотропный тип пористой среды) в случае наличия высокой изменчивости анизотропии (вариации главных осей тензора) переходит к системе с полным тензором. Появление недиагональных компонент тензора предполагает необходимость их вычисления. Так как в процессе проведения эксперимента по стандартным методикам (например Семенов А.А., Дмитриев Н.М., Баишев А.Б., Кузнецов A.M. и др.) мы получаем значения проницаемостей по kx, ky, к, и положение главных осей эллипса анизотропии проницаемости, поэтому эти данные должны является базой исчисления.
Система координат, за начало которой выбран какой-либо из узлов пространственной решетки, а три элементарные трансляции, пересекающиеся в этом узле образуют базис, называется кристаллографической системой координат и обозначается XYZ.
Под геометрической симметрией фигуры или кристаллического пространства понимают свойства фигуры (кристаллического пространства) совмещаться самой с собой путем некоторых операций, которые называются преобразованиями симметрии. Любое преобразование симметрии можно представить в виде одного или комбинации нескольких из трех основных типов преобразований: вращения (поворота на определенный угол вокруг некоторой оси), отражения (зеркального отражения в некоторой плоскости) и трансляции (переноса на некоторое расстояние). Преобразования симметрии разделяются на два типа: точечные или конечные преобразования, при которых хотя бы одна точка фигуры (кристаллического пространства) остаётся на месте и пространственные или бесконечные преобразования, при которых на месте не остаётся ни одна точка фигуры (кристаллического пространства).
К точечным преобразованиям симметрии относятся преобразования вращения и отражения, к пространственным - трансляции. Все преобразования симметрии считаются изометрическими, т.е. сохраняющими расстояния между точками фигуры (кристаллического пространства).
Физические свойства сплошных сред являются локальными (задаваемыми в точках сплошной среды) и определяются только точечными преобразованиями. Поэтому в дальнейшем рассматриваются только точечные преобразования симметрии.
Аналогичные преобразования позволяют выписать аналогичные структуры тензора проницаемости при совпадении другой оси (ОХ или OY) с главным осями (происходит замена недиагональных компонент с индексом х (или у в другом случае) на нулевые значения и запись других компонент по аналогии с формулой выше). г 7 ґ Рис.2.1.1. Схематическое представление вариации главных осей анизотропии для двумерного случая
Таким образом, сформулированные принципы перехода к полному тензору проницаемости при наличии лабораторных исследований анизотропии математически обосновывают возможность моделирования пространственной и площадной изменчивости анизотропии проницаемости. Полученные аналитические решения в случае 2D и 3D вариации анизотропии проницаемости позволяют использовать указанные зависимости при моделировании изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пласта и стать базой их исчисления.
Решение задачи вариации главных осей анизотропии проницаемости проведем для фрагмента залежи с элементом однорядной системы. Проявление площадной анизотропии вызывает и/или усиливает неравномерность процессов вытеснения. Для выявления отклика системы на изменения параметров задачи, предположим, что появление полного тензора связано с отклонением главных осей для второго элемента на угол ф по отношению к основным осям. Используя выражение (2.4), представленное выше, вычислим полный тензор проницаемости для элемента.
Исследование выполнено для неоднородной анизотропной модели (распределением свойств задано нормальным распределением). В качестве исходной информации для модели предположим, что распределение проницаемости по всей площади сектора задано независимым нормальным распределением с параметрами для кх (25; 5), ку (40; 5) к, (2.5; 5), остальные параметры заданы в соответствии со значениями для Сугмутского месторождения.
Размер модели составил 12x12x20 для ячейки с параметрами 50м 50м 1м Горизонтальная скважина задана длиной 500 метров. Вследствие постановки задачи, наибольший интерес представляет влияние изменения угла главных осей напряженного состояния -рассмотренные ниже решения выполнены только с использованием зависимости (2.4) - представляющей более простой случай площадной вариации главных осей анизотропии. Используя полученные в разделе 2.1 зависимости, для исходного распределения проницаемости получены расчетные цифровые кубы, угол отклонения осей в расчетах изменялся в пределах от 0 до 90 градусов.
Результаты апробации методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов для условий Сугмутского месторождения
Ниже приводятся результаты апробации предложенной методики на примере одного из месторождений Западной Сибири. Для участка месторождения с вариацией основных осей напряженного состояния и направления горизонтального ствола создана гидродинамическая модель по методике на базе заложения полного и диагонального тензоров проницаемости.
Любая корректная гидродинамическая модель должна иметь согласованность с промысловыми данными эксплуатации скважин и что в результате находит отражение в достоверных прогнозных данных.
Сугмутское месторождение открыто в конце 1987г. К концу 1991г. площадь месторождения была относительно равномерно опоискована 62-мя разведочными и поисковыми скважинами.
Геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и складчатого палеозойского фундамента. Верхнюю часть тюменской свиты вскрыли 10 скважин, остальные остановлены бурением в отложениях нижнего мела.
Продуктивный песчаный пласт БС92 залегает в верхней части мегионской свиты нижнего отдела меловой свиты. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, слабоизвестковистые, аркозовые, слюдистые, слоистые. Покрышкой продуктивных песчаников является чеускинская пачка темно-серых плотных аргиллитов, толщиной от 45 до 70 м.
В тектоническом плане Сугмутское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты. К верхнему структурно-тектоническому этажу, представленному отложениями нижнего мела, приурочены основные запасы нефти углеводородов Западной Сибири.
По кровле продуктивного пласта БС9 " оно представляет собой пологую моноклиналь субмеридионального простирания, длиной 76 км, погружающуюся в западном направлении и сужающуюся к югу. Ширина продуктивной зоны на севере и в центре составляет 10 км, в южной части - от 3,5 до 7 км.
После бурения скважины 400 установлена принадлежность выявленной залежи нефти к клиноформному песчаному телу, вытянутому в субмеридиональном направлении на десятки километров, шириной между линиями замещения до 10-14 км.
Зона распространения коллектора пласта БС9 является структурно-литологической ловушкой, составленной клиноформными песчаными телами.
Пласт БС9 имеет клиноформное строение, шельфовую (склоновую) террасу с литологическим экраном на востоке и юго-западе (рис.2.1.1).
Покрышкой пласта БС9 являются аргиллиты чеускинской пачки. Длина залежи 76 км, ширина в северной части 9 км, в южной - 5,5 км, с небольшим пережимом до 4 км в районе скв.418. Восточная и южная границы залежи полностью контролируются линией замещения ("линия глинизации"), с запада залежь ограничивается контуром нефтеносности. В пласте выделены 5 залежей: основная, северная, две южные и западная.
ВНК в пласте БС9 находится на уровне -2728 м с повышением на локальных участках до отметки -2726 мис понижением до -2731,7-2737,4 м в районе скв.404, 406, 409, 421, 437. Всего из проницаемой части пласта вынесено 334,4 м керна, в т.ч. из нефтенасыщенной - 269,9 м.. Всего в лабораториях физики пласта за период 104 1988-2002 годов выполнено 1045 определений открытой пористости, 1013 -проницаемости, в том числе из продуктивной части, соответственно 880 и 850 определений. Граничные значения пористости и проницаемости, вычисленные по связям К„ с Кпр дин. и К„р с Кпр дин. для пласта БС9 имеют значения, соответственно, 13% и 1 мД.
По результатам анализов керна, выполненных в лабораториях ОАО «СибНИИНП», фильтрационно-емкостные свойства изученных отложений изменяются в следующих диапазонах: пористость - от 15,6% до 20,2%, при среднем значении 18,6%, проницаемость - от 9,0 мД до 156,0 мД при среднем — 68,0 мД, остаточная нефтенасыщенность - от 0,23 до 0,35 при среднем — 0,29, остаточная водонасыщенность - от 0,24 до 0,52 при среднем - 0,34. По дополнительным исследованиям средние значения Кп и Кн составили соответственно 18% и 0,68.
Коллекторы пласта БС92 Сугмутского месторождения являются поровыми и принадлежат преимущественно к IV классу (по Ханину А.А.).
Наилучшие по коллекторским свойствам песчаники находятся в центральной части месторождения. Коллекторские свойства к подошве пласта резко ухудшаются - до 13-14% пористость и до 0,8-1,5мД проницаемость, так как во многих скважинах подошва пласта заглинизирована. Таким образом, на Сугмутском месторождении наблюдается вертикальная неоднородность продуктивной толщи и присутствие в ней отдельных высокопроницаемых пропластков. Средний коэффициент проницаемости по ГИС залежи существенно понижается в направлении с запада на восток — т.е. при переходе в область замещения (глинизации) продуктивных клиноформных тел, в том же направлении идет падение эффективных толщин продуктивных пластов.
Проницаемость по керну для нефтенасыщенной части пласта - 57,6 мД, для водонасыщенной - 48,4 мД. По данным ГИС изучено 2792,9 м нефтенасыщенной толщины по 322 скважинам и проницаемость составила 79,8 мД. По гидродинамическим исследованиям - 21,8 мД, при этом проницаемость изменяется от 1,6 мД до 346,9 мД в добывающих скважинах и от 1,5 мД до 280,38 мД в нагнетательных (табл. 3.2.2). Средневзвешенные значения проницаемости по суммарно изученной перфорированной толщине в добывающих скважинах составили 15,73 мД, в нагнетательных скважинах 12,24 мД.
Свойства нефти и растворенного газа Сугмутского месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб в центральной лаборатории концерна "Тюменьгеология". В целом по результатам исследований поверхностных проб наблюдается увеличение значений некоторых физико-химических параметров нефти в юго-западном направлении и вблизи водонефтяного контакта, заметных изменений в групповом углеводородном составе нефти по площади не отмечается.
Глубинные пробы изучались методами однократного разгазирования и много-ступенчатой сепарации.
По данным глубинных проб при однократном разгазировании плотность пластовой нефти 0,761 г/см3, сепарированной - 0,858 г/см3, газосодержание - 94 м /т, объемный коэффициент- 1,246, вязкость пластовой нефти - 1,10 МПа/сек., среднее давление насыщения - 13,0 МПа.
По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти — 0,75 г/см , сепарированной -0,843 г/см . Газосодержание равно 77 м /т (принято при подсчете запасов), объемный коэффициент - 1,29, что соответствует пересчетному коэффициенту 0,85, принятому при подсчете запасов; плотность растворенного газа-1,1 г/см3.
По групповому углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов и алканов. По данным 80 точечных замеров температуры в пределах пласта подземные воды отнесены к высокотермальным. Геотермический градиент в интервале глубин 1200-2400 м составляет 3С/100 м. Средняя пластовая температура на уровне ВНК залежи пласта БС92 составляет 84С.
В целом пласт БС9 представляет собой типичный объект нижнего мела, хорошо выдержанный по площади основной залежи, имеющий клиноморфное строение и коллектор со средней проницаемостью - 47 мДа , средними эффективными нефтенасыщенными толщинами — 9,9 м и средней расчлененностью - 6,1.
Повышение эффективности управления разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики при зарезке боковых горизонтальных стволов
Данная глава содержит исследование по повышению эффективности технологии зарезки боковых стволов в условиях полного тензора проницаемости. Рассмотрение вопросов повышение эффективности именно боковых стволов обусловлено необходимостью первоначального наличия лабораторной керновой базы для построения корректной гидродинамической модели.
Созданная и прошедшая верификацию (в предыдущем параграфе) гидродинамическая модель на базе полного тензора проницаемости позволяет оценить технологическую эффективность учета полного тензора проницаемости при выборе стратегии разработки месторождения.
В рамках управления разработкой существенным является выбор направления зарезки бокового горизонтального ствола. При обобщении промысловых и теоретических исследований показано, что эффективность применения горизонтальных скважин в существенной степени определяется анизотропией пласта. Работами многих исследователей показано, что наибольшей чувствительностью на продуктивность от параметра полного тензора проницаемости выделяются технологии управления с горизонтальными скважинами. Поэтому применялись гидродинамические модели, учитывающие именно полный тензор проницаемости. В тоже время, наличие комплекса гидродинамических исследований (гидропрослушивания и модульных исследования) и керновой верификации полученных данных должны быть исходной базой для создания адекватной базы корректных данных моделирования и прогнозирования.
В настоящем исследовании использовалась модель, полученная в рамках апробации методики с полным тензором проницаемости. На базе этой модели обоснован выбор технологии зарезки боковых стволов как метода управления разработкой.
Основные характеристики использующейся модели представлены в главе 3, однако подчеркнем, что для расчетов использована модель, учитывающая полный тензор проницаемости. Данная модель является участком Сугмутского месторождения. Для месторождения по результатам исследований зарегистрирована вариативность осей максимального напряжения по площади [Баишев А.Б., Кузнецов A.M., 2000]. Построенная гидродинамическая модель на базе полного тензора проницаемости позволила уточнить фильтрационную модель месторождения с соответствующими кубами проницаемости. То есть, как исходной базой для расчетов стало гидродинамическая модель месторождения на последнюю дату доступной информации.
Проведена оценка эффективности зарезки 12 боковых стволов с длиной горизонтального ствола 250 метров при гидродинамическом моделировании с учетом полного тензора проницаемости. При этом, угол вариации осей тензора изменялся минимальных от минимальных до максимальных по данным керновых исследований и не превышал 15 градусов. Кроме того, проведена оценка эффективности вариантов трассировки боковых стволы при одинаковом для всех скважин направлении главных осей тензора.
В варианте с одинаковым направлением горизонтального ствола в соответствии с осредненным углом технологическая эффективность в выработке запасов составила 2 % . Коэффициенты извлечения нефти в базовом и предлагаемом вариантах равны соответственно 0.37 и 0.39.
При различной направленности горизонтальных стволов (в соответствии с вариацией направления главных осей тензора) при расчетах на базе предложенной методики прирост коэффициента извлечения нефти составляет 5%. Следует отметить, что степень отличия по текущим значениям КИН более существенна. Так, за первые пять лет увеличение накопленной добычи нефти при расчетах при предложенной методике составило 9 %, при осредненном направлении горизонтального ствола - 5 %.
Четвертый вариант разработки представлен для оценки повышение эффективности выработки запасов с увеличением длины горизонтального ствола для рассматриваемой площади.
Выявленные количественные закономерности влияния вариации главных осей на эффективность управления разработкой обосновывают необходимость моделирования корректного задания анизотропии. Результаты апробации методики при гидродинамическом моделировании разработки анизотропных пластов Сугмутского месторождения позволяют рекомендовать ее при принятии технологических решений в проектировании и управлении.
Таким образом, обосновано применение методики при выборе методов управления разработкой нефтяных месторождений.
В аспекте повышения эффективности разработки углеводородов на базе учета тензорного характера природы проницаемости в сложнопостроенных коллекторах получены количественные оценки и различия в динамике и конечных показателях разработки месторождений такого типа.
Ряд особенностей, выявленных в процессе изучения анизотропии для создания корректных фильтрационных моделей и исследования предыдущих авторов [ Закиров Э.С., 2001, Баишев А.Б., 2000, Дмитриев Н.М., Семенов А.А., 2007 ], позволяет еще раз сформулировать некоторые принципы моделирования в анизотропных коллекторах:
Создание фильтрационной модели должно базироваться на результатах исследований по определению анизотропии и главных направлений напряженного состояния при этом оси сетки должны быть направлены в соответствии с главными осями напряженного состояния.
При вариационном характере анизотропии выбор направления осей разностной сетки модели базируется на выборе опорных скважин и привязке экспериментальных данных остальной выборки с использованием математических зависимостей 2.4-2.6 для расчета недиагональных составляющих тензора проницаемости.
Показано, что при использовании методики возможно значительное увеличение эффективности методов управления разработкой.
Так, для условий Сугмутского месторождения по каждой скважине обоснован выбор направлений боковых горизонтальных стволов, что позволило увеличить КИН на 5 % по сравнению с базовым вариантом. При этом увеличение текущих показателей разработки составляло до 15 процентов.
