Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ методов ограничения водопритоков на месторождениях западной Сибири 10
1.1 Особенности обводнения добывающих скважин в различных горно геологических условиях 10
1.1.1 Особенности обводнения скважин, расположенных в водонефтяных зонах 10
1.1.2 Особенности обводнения скважин, расположенных в чисто-нефтяной зоне, 20
1.2 Методы определения источника обводнения 24
1.2.1 Предварительная идентификация источника обводнения 24
1.2.2 Геофизические методы определения источника обводнения 32
1.3 Особенности геологического строения пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения 34
1.4 Классификация водоизоляционных работ 39
1.5 Обзор методов и технологий ограничения водопритоков на месторождениях Западной Сибири 46
1.6 Требования к водоизолирующим материалам 58
Выводы по разделу 1 61
2 Исследование влияния геолого-технологических параметров на эффективность водоизоляционных работ ...63
2.1 Оценка парных связей 66
2.2 Оценка многомерных связей 71
2.2.1 Методика создания прогнозно-статистических моделей 71
2.2.2 Оценка и анализ многомерных связей 75
2.2.3 Анализ коэффициентов уравнений регрессии 94
Выводы по разделу 2 96
3 Моделирование водоизоляционных работ в нефтяных скважинах 97
3.1 Постановка и алгоритм решения задач многомерной двухфазной фильтрации...97
3.2 Особенности моделирования разных источников обводнения добываемой продукции 99
3.3 Методы моделирования водоизоляционных работ 110
3.4 Исследование влияния геолого-тсхнологических факторов на эффективность водоизоляционных работ на базе трехмерного фильтрационного моделирования 114
Выводы по разделу 3 124
4 Совершенствование технологий ограничения водопритоков 126
4.1 Анализ эффективности применения методов ограничения водопритоков на Самотлорском месторождении 126
4.2 Совершенствование методики выбора скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ 134
4.3 Совершенствование технологических операций, входящих в комплекс водоизоляционных работ. 139
4.4 Разработка новой технологии ограничения водопритоков на основе кремнийорганических соединений и жидких влагопоглотителей 141
4.4.1 Теоретические предпосылки разработки новой технологии 144
4.4.2 Методика проведения лабораторных экспериментов 145
4.4.3 Результаты лабораторных исследований фильтрации водоизоляционнои композиции на образцах керна 148
4.5 Экологические аспекты проведения водоизоляционных работ 150
Выводы по разделу 4 158
Основные выводы и рекомендации 160
Список использованных источников 162
Приложение 1 Исходная информация по скважинам 176
- Особенности обводнения скважин, расположенных в водонефтяных зонах
- Особенности геологического строения пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения
- Методика создания прогнозно-статистических моделей
- Особенности моделирования разных источников обводнения добываемой продукции
Введение к работе
В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири, введенных в эксплуатацию в 60-80-е годы прошлого столетия, находятся на заключительной стадии разработки, однако именно на этих месторождениях добывается основной объем нефти в стране. Для них характерно наличие значительных остаточных запасов нефти при высокой обводненности добываемой продукции. Примером является Самотлорское месторождение, где обводненность по основным эксплуатационным объектам достигает 90-95 %. Проблемы с преждевременной обводненностью испытывают также новые, введенные в последние годы в разработку нефтяные месторождения Западной Сибири, содержащие трудно извлекаемые запасы, приуроченные к переходным зонам. Добыча нефти из них сопровождается значительными эксплуатационными затратами на сбор и утилизацию добываемой воды. Большие объемы добываемой и закачиваемой воды влекут за собой нанесение непоправимого ущерба природной экосистеме.
В этой связи работы по ограничению и изоляции водопритоков являются неотъемлемой частью геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию добычи нефти и сокращение объемов добываемой воды.
Научный прогресс и многообразие геолого-технических условий разрабатываемых месторождений способствовали созданию большого количества материалов и тампонажньтх систем, что существенно расширило спектр технологий, применяемых при проведении изоляционных работ. Однако их успешность и эффективность остается достаточно низкой и составляет порядка 40-60 %. В связи с этим задача совершенствования и повышения качества методов ограничения водопритоков остается актуальной, а ее решение в значительной степени способствует повышению нефтеотдачи пластов.
Цель работы. Разработка теоретического и технологического обеспечения мероприятий ограничения водопритоков, повышающих
эффективность работ по снижению обводненности скважинной продукции. Основные задачи исследований
Анализ существующих технологий и специальных материалов для ограничения водопритока и исследование влияния комплекса геолого-технологических факторов на эффективность работ по ограничению водопритоков (на примере скважин Самотлорского месторождения).
Исследование процесса разработки водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой с использованием трехмерной фильтрационной модели месторождения с целью повышения эффективности работ по ограничению водопритоков.
Разработка новой технологии водоизоляционных работ с использованием составов на основе кремнийорганических соединений и жидких влагопоглотителей и методики выбора скважин-кандидатов для её реализации.
Реализация результатов исследований в проектных документах на разработку месторождений нефти.
Научная новизна
Разработана методика выбора скважин-кандидатов для проведения мероприятий по ограничению водопритоков, учитывающая комплексное влияние геолого-технологических и технических факторов на эффективность водоизоляционных работ.
Объяснен механизм совместной фильтрации нефти и воды в интервале работающих толщин и установлены причины поглощения водоизолирующих составов всей перфорированной мощностью пласта вне зависимости от их селективных свойств. При этом выявлено образование зоны повышенной водонасыщенности, создающей дополнительные фильтрационные сопротивления движению нефти и снижающей эффективность работ по ограничению водопритоков.
Предложена технология водоизоляционных работ с использованием кислотных составов для предотвращения проникновения водоизоляционных
7 материалов в слабообводненные зоны, а также технологическое решение, позволяющее расширить условия применения кремнийорганических соединений в высокообводненных пластах путем предварительного закачивания жидких влагопоглотителей. Практическая ценность
Методика выбора скважина-кандидатов для проведения работ по ограничению водопритоков в условиях пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения, позволяющая систематизировать планирование ГТМ на месторождении.
Технология комплексного водоизоляционного воздействия на ПЗП добывающих скважин, расположенных в монолитных пластах, позволяющая при одновременном закачивании кремнийорганических соединений (из класса полифункциональных соединений кремния + 25 % ГКЖ) и кислотных составов (первый цикл - закачивание 12 % НО с введением 0,05 % неионогенного ПАВ + 1 % уксусной кислоты, второй цикл- 12 % HCI + 4 % HF + 0,05 % неионогенного ПАВ + 1 % уксусной кислоты без освоения скважины), снизить содержание воды в продукции и интенсифицировать притоки из слабообводненной части пласта.
Технология селективной изоляции водопритоков на основе кремнийорганических соединений (Продукт ТС 119-204) и жидких влагопоглотителей, позволяющая снизить обводненность продукции за счет гидрофобизации поровой поверхности коллектора.
Реализация результатов работы. Основные положения диссертационной работы реализованы в следующих регламентирующих документах: «Регламент по подбору скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО ТНК», «Регламент на создание постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений ОАО ТНК», «Регламент на сопровождение постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений ОАО ТНК».
Результаты исследований вошли составной частью в следующие
8 проектные технологические документы на разработку месторождений: «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта БВю " Мыхпайской площади Самотлорского месторождения», «Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации пласта ABi " «рябчик» Самотлорского месторождения», «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения».
Технология ограничения водопритоков на основе кремнийорганических соединений и жидких влагопоглотителеи принята к внедрению в ОАО «Самотлорнефтегаз».
Апробация работы
Основные положения работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской 55-ой юбилейной научной конференции студентов и молодых специалистов «Нефть и Газ - 2001» (Москва, 2001); Региональной научно-практической конференции «Нефть и Газ», посвященной 90-летию со дня рождения В.И.Муравленко (Тюмень, 2002); Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти» (Москва, 2003); XIII Научной конференции «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2004); Межрегиональной конференции, посвященной 400-летию г. Томска (Томск, 2004); IX Международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2005).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в т.ч. 3 статьи и 6 тезисов докладов, подана 1 заявка на изобретение.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций и приложения. Изложена на 181 страницах машинописного текста, содержит 12 таблиц и 50 рисунков. Список использованных источников включает 126 наименований.
9 В процессе исследований и оформления диссертации автор пользовался советами и рекомендациями д.т.н. СИ. Грачева, д.т.н. Г.П. Зозули, д.т.н. В.П. Овчинникова, д.т.н. А.П. Телкова, д.ф.-м.н. К.М. Федорова, д.г.-м.н. И.И. Клещєнко, к.т.н. Н.П. Кузнецова, к.г-м.н. В.Т. Питкевича, к.ф.-м.н. Б.Б. Квеско. Всем названным специалистам автор выражает глубокую искреннюю благодарность. Особая признательность за постоянную поддержку — научному руководителю д.г.-м.н. А.К. Ягафарову.
10 1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Особенности обводнения скважин, расположенных в водонефтяных зонах
Известно, что в природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости — пластовой" воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение воды по их высоте более сложное. В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, и свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделены между собой в залежах по гравитационно-капиллярному принципу. Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа один: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам (к "зеркалу свободной воды") (рисунок 1.1).
На рисунке 1.1 приведена схема распределения различных по нефтенасыщенности зон по высоте нефтяной залежи, в соответствии с которой снизу вверх выделяются [41]: 1) водонасыщенная зона; 2) зона с остаточной нефтью, в подошве которой содержание остаточной нефти сгн=0, а в кровле — фазовая проницаемость по нефти кпрЛ = 0. Эта зона завершает нефтяную залежь. В ней на самых низких гипсометрических отметках залегают полностью водонасыщенные породы (кв =1), где рК = 0. Выше этой отметки породы содержат свободную воду и остаточную (неподвижную) нефть. В этой зоне относительная проницаемость для нефти всегда равна нулю, а водонасыщенность больше квп. Высота ее на различных месторождениях изменяется от нескольких метров до 10 — 50 м. Остаточная нефтенасыщенность этой зоны может быть самой различной. В чистых коллекторах она выше, чем в глинистых, и в общем случае возрастает кверху от "зеркала воды". Приток из этой зоны при испытании скважин (без дополнительного воздействия на пласт методами стимулирования притоков нефти) осуществляется за счет свободной воды; 3) зона совместных притоков пластовой воды и нефти, так называемая переходная зона. В подошве этой зоны фазовая проницаемость по нефти кпр н. = 0, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле зоны фазовая проницаемость по воде кпр,в. = 0, свободная вода выше этой зоны целиком переходит в связанную. При испытании этой зоны получают притоки за счет свободной воды и подвижной нефти, по соотношению которых эту зону расчетным путем можно разделить на эквивалентные водо- и нефтенасыщенные толщины. Толщина переходной зоны в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород и пластовых флюидов и строения коллекторов. В общем случае она обратно пропорциональна проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Этими причинами объясняются, например, случаи, когда отметки ВНК в различных скважинах изменялись на 10 м и более при горизонтальном положении уровня для зеркала воды. При наличии в переходной зоне непроницаемых или слабопроницаемых пропластков ее высота увеличивается на размеры, превышающие суммарную толщину таких пропластков. Чем выше неоднородность (слоистость) пород, тем большую толщину имеет переходная зона. 4) зона недонасыщения перового объема коллектора нефтью. На нижней границе зоны фазовая проницаемость по воде кв = 0, на верхней — нефтенасыщенность достигает своего максимального значения. 5) зона предельного нефтенасыщения. Для нее характерно максимальное и примерно одинаковое по высоте для равно-проницаемых коллекторов нефтенасыщение. При испытании из нее получают безводную нефть. Распределение нефтенасыщенности по высоте залежи, как правило, обусловливает то, что разработка нефтяной залежи с подошвенной водой характеризуется: - незначительным по продолжительности или вовсе отсутствующим безводным периодом эксплуатации скважин; - низким коэффициентом извлечения нефти; - высокой себестоимостью добываемой нефти; Известно, что перечисленные характерные для ВНЗ признаки меняются от залежи к залежи. В связи с этим принято различать ВНЗ по типам в зависимости от контакта дренируемых фаз: контактные и неконтактные. По характеру распределения насыщающих пласт флюидов различают ВНЗ без переходной и с переходной зоной. По геологическому строению пласта - на монолитные и сложно построенные [57]. К сложно построенным (т.е. расчлененным) относятся пласты, имеющие глинистые непроницаемые пропластки толщиной 2-3 м, к монолитным - пласты без глинистых пропластков указанной толщины [76], Для упрощения изложения выделим три типа ВНЗ: с переходной зоной, монолитные без переходной зоны и бесконтактные без переходной зоны, а так же опишем наиболее характерные для них пути поступления воды. ВНЗ первого типа с переходной зоной. Как уже отмечалось выше, переходная зона - это зона, в подошве которой фазовая проницаемость по нефти кПр.н = 0, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению, в кровле зоны фазовая проницаемость по воде кпр,в = 0, а свободная вода выше этой зоны целиком переходит в связанную. Таким образом, при добыче нефти из этой зоны без проведения специальных мероприятий всегда будет получен совместный приток нефти и воды.
Особенности геологического строения пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения
При получении в процессе опробования пласта притока, не соответствующего характеру насыщения, или смешанного притока (нефть с водой, газ с водой и нефтью) производится повторная интерпретация всего имеющегося геолого-промыслового материала с определением параметра насыщения и коэффициента нефтенасыщенности по данным геофизических исследований разреза и имеющихся петрофизических корреляционных зависимостей.
В случае однозначного подтверждения сделанных ранее выводов о характере насыщения пласта необходимо решить вопрос об интенсивности, месте и причине поступления воды в скважину. Для этого проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в состав которого входят методы, обычно применяемые на стадии поисков и разведки месторождений и при контроле за их разработкой (исследование притока на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определение приемистости скважины при нагнетании жидкости в пласт, акустический и гамма-гамма-цементомер, высокоточная термометрия, ИННК, закачивание меченого вещества, замеры резистивиметром, влагомером, плотномером, дебитомером). Распределение состава флюида в стволе скважины, в том числе и против интервала перфорации, можно контролировать замерами резистивиметра, влагомера, плотномера и дебитомера.
Эти методы позволяют показать, соответствует ли получаемый приток интервалу перфорации или же он связан с негерметичностью эксплуатационной колонны. Межпластовые перетоки, интервалы заколонной циркуляции и эффективные работающие толщины внутри него определяют методами высокоточной термометрии, импульсным нейтрон-нейтронным каротажем, закачкой меченого вещества. Качество цементирования эксплуатационной колонны, интервал заколонной циркуляции и интенсивность перетоков оценивают по данным акустического цементомера (АКЦ) замерами на двух частотах (20 — 25 и 6 —8 кГц) и при разных противодавлениях в колонне. Все эти работы производятся специализированными службами на основе действующих инструктивных и регламентирующих документов. Важное место отводится гидродинамическим методам контроля за характером освоения и параметрами притока.
Гидродинамические параметры смешанных и однородных по своему составу притоков в фонтанирующих, периодически фонтанирующих и непереливающих скважинах исследуются обычно применяемым в этих случаях комплексом методов. Процесс освоения контролируется изменениями и стабилизацией коэффициента продуктивности и показателями совершенства вскрытия скважины во времени. Гидродинамические методы позволяют также непосредственно оценить приемистость пласта, что необходимо для обоснованного проектирования изоляционных работ.
В случае, когда комплексом методов высокоточной термометрии, импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, АКЦ, а в отдельных случаях и закачкой меченой жидкости установлен интервал заколонной циркуляции и распределение состава флюида по нему, вопрос о проведении изоляционных работ становится очевидным. При этом методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии имеют подчиненное значение.
Сложнее различить водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенной воды в однородном пласте либо с течением диффузных слоев рыхлосвязанной воды. В обоих случаях методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии подтверждают, что приток идет из интервала перфорации. То же самое подтвердят АКЦ, закачивание меченой жидкости, ИННК. Лишь высокоточная термометрия может показать, что во времени изменения температурного поля и прогрев прискважинной зоны будут смещаться вниз за интервал перфорации при прорыве подошвенных вод по конусу. Такое смещение не будет наблюдаться при поступлении воды диффузных слоев из пласта. При исследовании методом установившихся отборов с увеличением забойной депрессии возрастает содержание воды в продукции скважины при подтягивании и прорыве конуса подошвенной воды, а при водопроявлении диффузных слоев, наоборот, отмечается увеличение содержания нефти.
По комплексу рассмотренных выше методов всегда можно не только определить место притока пластовой воды, но и распознать причину ее поступления в скважину, что является решающим при выборе способа проведения водоизоляционных работ [41].
Геологический комплекс ABi_5 состоит из четырех объектов ABi1 2, ABj3, АВ2-з и АВ4-5, представляющих собой единую уникальную гидродинамическую систему имеющую один ВНК и ГНК. Единство этой залежи "обеспечивается" малой толщиной или вообще отсутствием глинистых разделов между этими горизонтами. Авторы работы [82] показали, что при геологическом моделировании в разрезе толщи АВ надежно выделяются протяженные геологические тела с повышенной песчанистостью. Остальная часть объема представлена прерывистыми чередованиями линз коллекторов и неколлеторов. Если рассмотреть распространение линз коллекторов по слоям, то с высокой долей вероятности наблюдается перекрытие линз. В результате, образуются окна слияния практически по всему объему комплекса, обеспечивающие гидродинамическую связь между пропластками и пачками по вертикали. Участки, где картируются протяженные глинистые разделы между пластами АВ4-5, АВ2-3 встречаются только на юго-востоке месторождения.
Авторы исследования [59], также приходят к выводу, что в разрезе комплекса ABi.5 надежных глинистых разделов между пластами не наблюдается. В то же время, четко выделяются протяженные геологические тела с повышенной песчанистостью Р 0,6, повсеместно латерально и вертикально связанные как друг с другом, так и с газовой шапкой и с обширной водоносной зоной. Таким образом, в зависимости от прерывистости коллектора в этих пластах вьщеляются два класса коллектора: гидродинамически связанный коллектор с песчанистостью больше 0,6 и прерывистый коллектор с песчанистостью менее 0,6. В дальнейшем именно такая классификация используется большинством авторов при изучении геологического строения месторождения. В работах [П, 12, 15, 14] была проведена палеофациальная реконструкция осадконакопления, в результате которой на основе объединения осадков различных фаций в классы пород-коллекторов по степени их прерывистости было проведено изучение пространственных закономерностей распространения гидродинамически связанных и прерывистых коллекторов.
Методика создания прогнозно-статистических моделей
При этом остановка процесса отбора информативных признаков прекращается на том шаге, когда гипотеза Но принимается в методе включения и гипотеза Но отвергается в методе исключения.
На практике зачастую осуществляется комбинированное использование методов исключения и методов включения. А именно, в начале строится уравнение регрессии по всей совокупности признаков и оценивается их вклад в уравнение регрессии (по критерию Стьюдента). Затем из множества признаков удаляются все незначимые, и на оставшемся множестве признаков проводится анализ информативности методом включения.
Как уже отмечалось выше, информативность признака в уравнении регрессии существенно зависит от того, в совокупности с какими другими признаками он рассматривается. В связи с этим, шаговые процедуры не всегда дают самые оптимальные наборы информативных признаков. Так, при методе включения признак, который имеет не самую высокую индивидуальную информативность, может не попасть в число отобранных. В то же время может возникнуть ситуация, когда его включение вместо самого информативного на первом шаге процесса, могло бы привести к формированию подсовокупности признаков, обеспечивающей более высокое качество регрессии, чем та подсовокупность, которая начинается с индивидуально наиболее информативного признака. В методе исключения может оказаться, что признак не информативен на і-том шаге и оказывается удаленным из рассмотрения, хотя на последующих шагах в связи с изменением набора признаков его роль могла бы стать существенной.
Другими словами, локально оптимальные процедуры построения информативной совокупности признаков практически не всегда приводят к глобальному оптимуму. Глобально оптимальную по информативности совокупность признаков можно найти только полным перебором всех возможных подсовокупностей признаков. Однако, это практически невозможно выполнить по двум причинам. Во-первых, из-за бесконечно большого объема всевозможных комбинаций признаков, если наряду с линейными комбинациями их рассматривать квадратичные, логарифмические и другие варианты нелинейных преобразований.
Во-вторых, глобальный оптимум часто отсутствует, а именно, несколько совершенно различных комбинаций признаков могут обеспечивать одинаковые значения коэффициента детерминации. В этой ситуации для выбора оптимальной, с точки зрения информативности, в уравнении регрессии подсовокупности признаков необходимо использовать содержательные соображения. Например, в рассмотрение и сравнение включать в первую очередь признаки, которые легко измеряются или являются обязательными по каким-либо нормативам [28]. После того как получают уравнение регрессии и входящий в него набор независимых переменных, для проверки возможности повышения качества прогнозирования путем преобразования исходных данных (удаление резко-отклоняющихся значений, преобразование данных и т.п.) строят диагностическую диаграмму. Диагностическая диаграмма для множественной регрессии представляет собой диаграмму рассеяния ошибок прогнозирования (остатков) в зависимости от прогнозируемых значений [83]. Остаточные значения представляют собой необъясненные ошибки прогнозирования Y, которые невозможно учесть с помощью модели множественной регрессии, включающей Х-переменные. Если в диагностической диаграмме наблюдается определенная достаточно сильная взаимосвязь, текущее объяснение можно и нужно улучшить, внеся изменения, учитывающие эту видимую взаимосвязь. Кроме того, полученные остатки прогнозирования необходимо проверять на нормальность распределения. Прогноз считается тем лучше, чем ближе к нормальному распределению располагаются остатки. Все расчеты проводились в программном продукте STATISTICA фирмы Statsoft на персональном компьютере. В соответствии с методикой построения многомерных уравнений регрессии, изложенной в предыдущем подразделе, искомое уравнение строилось методами пошаговой регрессии с реализацией процедуры последовательного включения геолого-технологических признаков. В начале было рассмотрено уравнение регрессии технологической эффективности от наиболее информативного признака, а затем в уравнение включался признак, который имеет наибольшую информативность совместно с уже выбранным признаком. В нашем случае наиболее информативным является параметр «коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости кривой ПС» (параметр И, таблица 2.2), но уравнение регрессии с его участием снижает среднеквадратичное отклонение с 1200,3 лишь до 1117. В таблице 2.2 приведено соответствующее уравнение и характеристики статистической значимости по критерию Фишера и вероятность отсутствия (незначимости) регрессии. По этим критериям можно сделать вывод о том, что влияние параметра «коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости кривой ПС» на технологическую эффективность статистически значимо, хотя и довольно слабое. В соответствии с процедурой последовательного включения признаков были рассмотрены всевозможные пары признаков (одним из которых обязательно являлся независимый параметр «коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости кривой ПС»), и была выбрана та пара, которая обеспечивает наименьшее значение остаточного среднеквадратичного отклонения. Такую пару составили независимые переменные «коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости кривой ПС» и «обводненность». Они обеспечили снижение остаточного среднеквадратичного отклонения до 1033,3 (таблица 2.2, вариант расчета 2). Все другие пары признаков давали еще более высокие значения погрешности рассматриваемого уравнения регрессии.
Особенности моделирования разных источников обводнения добываемой продукции
Уравнения (3.1) - (3.2) описывают нестационарные процессы двухфазной (нефть, вода) фильтрации в трехмерном пространстве. При их записи учтены зависимости параметров пласта от пространственных координат k(x,y,z), влияние капиллярных и гравитационных сил. При этом не налагаются какие-либо ограничения на местоположение источников (стоков) и допускается переменность во времени интенсивности этих источников и стоков.
Первое замыкающее соотношение (3.2) отражает то, что сумма всех массовых долей компонентов, растворенных в фазах и входящих в многофазную смесь, равна единице. Второе замыкающее соотношение (3-2) учитывает очевидный факт равенства единице суммы коэффициентов нефте- и водонасыщенности в каждой точке пласта в произвольный момент времени t. Третье соотношение (3.2) говорит о том, что разница давлений в водной и нефтяной фазах равняется капиллярному давлению, которое является экспериментальной функцией, например, водонасыщенности пористой среды. При записи уравнений (3.1), (3.2) предполагаются известными зависимости плотностей и вязкостей фаз от соответствующих давлений в фазах, а также экспериментально определяемые зависимости фазовых проницаемостей для нефти и воды от коэффициента насыщенности одной из фаз.
Исходная система уравнений (ЗЛ) - (3.2) дополняется соответствующими краевыми условиями. В качестве начального условия в области интегрирования G задаются распределения давления Pi и насыщенности одной из фаз - S2.
В качестве внешнего граничного условия рассматривается, для определенности, равенство нулю потока на внешней границе Г области интегрирования G . Граничные условия на скважинах предопределяются технологическими режимами их эксплуатации.
Применительно к прикладным технологическим задачам уравнения (ЗЛ) - (3.2) при соответствующих краевых условиях решаются численно, по шагам. Это означает, что область интегрирования G аппроксимируется сеточной областью, т.е. область G разбивается на элементарные ячейки размерами ДхДуДг . Здесь Ах, Ду, Дг - размеры элементарных ячеек вдоль осей X, Y и Z соответственно, в общем случае переменные по величине в пределах области интегрирования. Внешняя граница Г также аппроксимируется сеточной границей.
Уравнения (3.1) для некоторого временного шага записываются в разностной форме для сеточного блока. Совместное рассмотрение этих рекуррентных разностных уравнений применительно ко всем внутренним элементарным ячейкам приводит к получению системы нелинейных алгебраических уравнений большой размерности (в соответствии с количеством элементарных ячеек, которыми аппроксимируется область интегрирования G). Полученная система алгебраических уравнений дополняется разностными аналогами граничного условия на внешней границе Г области интегрирования G.
Указанная система нелинейных алгебраических уравнений относится к v-му моменту времени, решение задачи в (у - 1) -й момент времени предполагается известным. В результате решения системы нелинейных алгебраических уравнений находятся значения давлений и насыщенностей в каждом элементарном объеме, а значит и другие показатели разработки такие, как дебиты скважин по воде (при заданных дебитах скважин по нефти).
Процесс решения задачи по шагам оказывается возможным в силу того, что начальные условия предполагают известными: пространственные распределения значений давлений и водонасыщенностей до воздействия на рассматриваемый элемент разработки или залежь нефти в целом [33].
Особенности моделирования разработки водонефтяных зон. При наличии газовой шапки и (или) подошвенной воды принципиальную значимость имеют явления конусообразования и подтягивания контурной воды. Кинетика конусообразования и динамика обводнения (загазования) добываемой продукции предопределяется распределением давления, вызываемым действием "точечной" скважины. Очень часто при прогнозировании показателей разработки нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой или водонефтяных зон в ходе численного моделирования используют довольно грубую равномерную сетку размер ячеек которых, как правило, колеблется от 100 до 300 метров и более. В результате эксплуатационные скважины оказываются помещенными в элементарные ячейки размерами 100 — 500 метров.
Очевидно, что если над ВНК добыча нефти производится через серию элементарных ячеек площадью 200x200 м каждая, то никакого серьезного конусообразования не будет, ибо дебит точечной скважины "размазывается" по значительной площади. Такой "аналог" скважины не дает характерную для точечных скважин депрессионную воронку. Именно эти депрессионные воронки и "засасывают" подошвенную воду (или газ газовой шапки) к забоям реальных скважин [33]. Поэтому единственно правильным является использование неравномерных сеток (рисунок 3.16) или предусмотренных в зарубежных программных продуктах опции локального измельчения сетки (local grid refinement, рисунок 3.1 в) так, чтобы скважина попадала в серию элементарных ячеек с площадными размерами порядка 1x1 м [30].
Целью далее излагаемых исследований является рассмотрение влияния размеров ячеек, в которых размещается добывающая скважина, на показатели разработки элемента пласта ВНЗ, а так же поиск оптимального размера измельченных ячеек и типа сеточной области для проведения последующих расчетов, которые с одной стороны должны минимально влиять на точность вычислений, а с другой, оптимально расходовать временные и вычислительные ресурсы.
