Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор известных методов поиска остаточных запасов нефти 10
1.1 Анализ эффективности методов прямых замеров и их использования для определения местоположения остаточных запасов нефти и водонефтяных контактов 12
1.2 Интерпретационные методы поиска распределения нефтенасыщенности
1.3. Косвенные методы идентификации распределения нефтенасыщености . 29
Выводы по разделу 1 44
2 Теоретические предпосылки вычислительной идентификации полей нефтенасыщенности 46
2.1. Общие проблемы теории фильтрации при совместном движении двух флюидов 46
2.2. Теоретические предпосылки восстановления распределения насыщенности по данным о режимах скважин в стационарной постановке... 53
2.3. Метод дополнения опорных точек на основе решения обратной задачи нестационарной гидродинамики 59
2.4. Оптимальные методы интерполяции и аппроксимации для построения полей насыщенности 66
2.5. Алгоритм построения полей нефтенасыщенности 88
Выводы по разделу 2 89
3 Исследование вопросов применимости методики локализации остаточных запасов нефти 90
3.1. Анализ применимости разработанного алгоритма в условиях гидродинамического моделирования 90
3.2. Обработка данных гидродинамической модели разработанным методом 104
3.3. Испытание разработанного метода на промысловых данных 125
Выводы по разделу 3 136
Основные выводы и рекомендации 138
Список использованных источников
- Интерпретационные методы поиска распределения нефтенасыщенности
- Косвенные методы идентификации распределения нефтенасыщености
- Метод дополнения опорных точек на основе решения обратной задачи нестационарной гидродинамики
- Обработка данных гидродинамической модели разработанным методом
Введение к работе
Актуальность работы
Степень выработанности неоднородных по проницаемости пластов нефтяных месторождений в значительной степени будет определяться размерами застойных (не охваченных процессами фильтрации) зон, их взаимным расположением. Численные методы, реализованные в известных программных продуктах, применимые для построения карт остаточных запасов требуют расчета адаптированной на историю разработки геолого-гидродинамической модели. При этом не учитывается реальное направление движения фильтрационных потоков из-за пространственной неоднородности пласта. Известно, что решение обратной задачи подземной гидродинамики, позволяет находить величины, характеризующие процессы фильтрации: проницаемость, упругоемкость, пьезопроводность и др. на основе известных фактических динамик дебитов и давлений. Поиск множества неизвестных параметров при минимизации суммарных расхождений между теоретическими (расчетными) и фактическими изменениями параметров фильтрации (дебиты или давления) основывается на решении задач нелинейного программирования. Применение этого подхода при разработке метода локализации остаточных запасов нефти на основе исследования обратных задач подземной гидродинамики позволит обеспечить выработку запасов нефтяных месторождений в соответствие с проектным документом.
Степень разработанности темы исследования
Проблемам определения расположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов и обоснование применения технологи вовлечение этих зон в процесс разработки посвящены работы многих отечественных и зарубежных специалистов: Крылова А.П., Абасова М.Т., Батурина Ю.Е., Боксермана А.А., Басниева КС, Баишева Б.Т., Борисова Ю.П., Вахитова Г.Г., Горбунова А.Г., Гавуры В.Е., Гаттенбергера Ю.П., Давыдова А.В., Желтова Ю.В., Жданова С.А., Закирова С.Н., Леви Б.И., Максутова Р.А., Максимова М.М., Мирзаджанзаде А.Х., Муслимова Р.Х., Малютиной Г.С,
4 Маслянцева Ю.В., Михайлова Н.Н., Николаевского В.Н., Розенберга М.Д., Сургучева М.Л., Сазонова Б.Ф., Степановой Г.С, Стрижова И.Н., Симкина Э.М., Фурсова А.Я., Чижовой В.А., Цынковой О.Э., Черницкого А.В., Шахвердиева А.Х., Шавалиева A.M., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н., Щелкачева В.П., Юрьева А. Н. и других.
В работах Амелина И.Д., Абызаева И.И., Бадьянов В.А., Камбарова Г.С. Меведского Р.И., Лысенко В.Д., Ревенко В.М., Севастьянова А.А. и других предложены различные зависимости, связывающие промысловое показатели разработки с выработкой запасов и определением зон их локализации.
Однако, имеющийся значительный объем работ в рассматриваемой области исследований не позволяют учесть особенности геологического строения объектов разработки и фактические режимы работы добывающих и нагнетательных скважин при поиске невыработанных участков залежей. В этой связи разработка методов локализации остаточных запасов, учитывающего максимальное количество факторов, остается актуальной задачей.
Цель работы - обеспечение проектной выработки запасов нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, путем разработки метода локализации слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей на основе решения прикладных задач подземной гидромеханики.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий нефть, разработка которого ведется с заводнением; предметом - процесс образования и вытеснения остаточных запасов нефти.
Основные задачи исследования
-
Анализ известных прямых и косвенных методов исследования продуктивных пластов на предмет нахождения расположения остаточных запасов нефти.
-
Теоретическая оценка возможности поиска полей нефтенасыщенности в неоднородном продуктивном пласте посредством решения обратной задачи
5 подземной гидромеханики, базирующейся на режимах работы скважин и геометрии вскрытия ими продуктивных пластов.
3. Апробация разработанного метода на гидродинамическом симуляторе и промысловых данных пласта БСю Савуйского месторождения.
Научная новизна выполненной работы
1. Впервые разработан и теоретически обоснован математический метод
поиска полей нефтенасыщенности на основе топологической схемы
интерференции скважин посредством анализа их режимов в системе вода-
нефть.
2. Доказано, что разработанный метод позволяет достичь приемлемую
точность (выше 75 %) при условии накопления промыслового опыта процесса
разработки более 46 % от предельного времени или 82 % от конечного
коэффициента извлечения нефти.
Теоретическая значимость работы
-
Изложены элементы теории подземной гидромеханики в области решения её обратных задач для определения зон локализации остаточных запасов.
-
Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс формирования участков продуктивного пласта, не вовлеченных в процесс разработки и причинно-следственные связи между динамикой технологических показателей работы добывающих и нагнетательных скважин и формированием областей дренирования продуктивных пластов.
-
Проведена модернизация существующих математических моделей поиска экстремума n-мерной функции для решения обратной задачи гидромеханики.
Практическая значимость работы
1. Метод построения полей остаточной нефтенасыщенности на основе решения обратной задачи гидромеханики и метод аппроксимации для вычисления поверхностей, отражающих распределение нефтенасыщенности на
6 конец исследуемого периода разработки пласта применяются при проектировании ГТМ в ОАО «Сургутнефтегаз».
2. С применением указанных методов обосновано строительство и эксплуатация боковых стволов на 4 скважинах, использование на 30 скважинах химических методы увеличения нефтеотдачи, различных комбинаций гидродинамических методов по изменению фильтрационных потоков с поочередной остановкой нагнетательных и добывающих скважин для пласта БСю Савуйского месторождения. Это обеспечило по состоянию на 01.01.2015 г. дополнительную добычу нефти 5 тыс.т.
Методология и методы исследования
Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные эксперименты, промысловые эксперименты; использованы современные средства гидродинамического моделирования.
Положения, выносимые на защиту
-
Метод, основанный на поиске минимума целевой n-мерной функции относительных фазовых проницаемостей в зонах между скважинами, построенных в виде топологической схемы, включающей источники и приемники гидравлического импульса раздельно по каждой фазе.
-
Метод аппроксимации поверхностей нефтенасыщенности, основанный на отборе точек границами допуска и функции Бакли-Леверетта в качестве базовой для интерполяции.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».
7 Степень достоверности результатов работы
Теоретическая база построена на проверяемых промысловых данных, фактах и согласуется с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Основная идея базируется на решении прямых и обратных задач гидромеханики для достоверной локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки и основана на интерпретации физического процесса передачи импульса давления между скважинами раздельно по каждой из фаз (нефти и воде) в связи с различными пьезопроводностями. При подготовке данных использовались сравнения авторских результатов и данных промысловой практики, а также полученных ранее по рассматриваемой тематике. Установлено совпадение результатов исследования с результатами, представленными в независимых источниках по распространению импульсов давлений и интерференции скважин. В работе применены современные методы обработки исходной информации, представлены результаты вычислительных экспериментов по определению межскважинной корреляции раздельно по каждой из фаз (нефти и воде) и локализации остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве.
Апробация результатов исследований
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: докладывались на XXVI-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2006 г; XXVII-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007 г.; VII-й конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в 2007 г.; XXVIII-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2008г; ХХХШ-й научно-техническая конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», 2013 г.; XXXIV научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ОАО
8 «Сургутнефтегаз» в 2014 г.; XIV конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в 2014 г.
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 165 страницах машинописного текста, содержит 7 таблиц, 87 рисунков. Состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 86 наименований.
Интерпретационные методы поиска распределения нефтенасыщенности
Совершенствование методов определения расположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов, а также разработка технологий по вовлечению данных зон в эффективную разработку является одной из самых актуальнейших задач нефтяной науки и инженерии на стадиях реализации проектных решений и проектирования разработки нефтяных месторождений. Решению данных проблем и многих других, связанных с ними задач разработки нефтяных месторождений посвящены многие работы известных Российских и зарубежных ученых Степановой Г.С, Крылова А.Щ26], Боксермана А.А.[29], Басниева К.С.[4], Баишева Б.Т.[22], Жданова С.А.,Борисова Ю.Щ23], Вахитова Г.Г.[5], Мирзаджанзаде А.Х., Сургучева М.Л.[5], Горбунова А.Г.[8], Леви Б.И., Гавуры В.Е.[37], Желтова Ю.В.[10], Гаттенбергера Ю.П., Давыдова А.В.[3], Зайдель Я.М., Кондрушкина Ю.М., Николаевского В.Н.[26], Щелкачева В.П., Малофеева Г.Е., Лысенко В.Д.[13], Закирова С.Щ55], Лебединца Н.ЩЗЗ], Максимова М.М.[4], Стрижова И.Н., Муслимова Р.Х.[38], Маслянцева Ю.В., Мартоса В.Щ14], Абасова М.Т., Мищенко И.Т., Огаиджанянца В.Г., Плотникова А.А., Розенберга М.Д., Максутова Р.А., Сазонова Б.Ф.[37], Симкина Э.М., Фазлыева Р.Т., Фурсова А.Я.[18], Чижовой В.А., Цынковой О.Э.Г39], Черницкого А.В., Шавалиева A.M., Малютиной Г.С, Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н., Юрьева А. Н., Шахвердиева А.Х. и других.
Для анализа и оценки эффективности применения различного рода технологий исследований, предназначенных для выявления остаточной (к текущему моменту - стадии разработки) нефтенасыщенности, в данном разделе был проведен краткий обзор этих методов и методов косвенно (т.е. влияющих на результаты применения базовых методов) связанных с ними.
Так как основным объектом исследования является месторождение нефти, на котором реализована система заводнения, а предметом является метод построения карты остаточной нефтенасыщенности нефтяного месторождения, в данной работе рассматриваются все виды исследования, позволяющие снизить неопределенности в локализации нефтенасыщенных зон.
Анализ выработки запасов нефти, основные методы оценки и локализации остаточных запасов некоторым образом разобщены друг от друга и предлагают зачастую принципиально разные методологические подходы [14].
Эффективность систем разработки нефтяных месторождений при использовании заводнения во многом определяется полнотой энергетического действия на промышленные запасы нефти и характером процесса вытеснения: на ранних этапах - поршневое вытеснение; на поздних - струйное вытеснение. Последнее вызывает зачастую формирование зон с высокой нефтенасыщенностью, которые остаются неподвижными длительной время[45].
Определение типа вытеснения критически влияет, как на темпы добычи нефти, так и на полноту ее извлечения [12, 25, 35].
Полнота выработки продуктивных пластов в условиях заводнения наиболее сильно зависит от коэффициента охвата продуктивного объекта разработки, как стратиграфически, так и по вертикали, что в том числе зависит от свойств продвижения вытесняющего агента [46] и интерференционной неоднородностью между нагнетательными [86] и добывающими скважинами [57]. В связи с этим особое внимание в геолого-промысловой аналитике следует уделять проблемам «охвата пластов» {относительный объем движущихся запасов в область дренирования от области нагнетания) воздействием и особенностям движения флюидов по продуктивным пластам
Из геолого-физических (ГФ) факторов, оказывающих влияние на процесс выработки запасов нефти, следует выделить фильтрационные свойства продуктивных коллекторов, характер анизотропности, реологические свойства, физические и химические параметры насыщающих пласты и закачиваемых в них флюидов. Основными технологическими факторами, влияющими на характеристики заводнения и в конечном счете на нефтеотдачу пластов являются: свойства и геометрия сеток добывающих скважин[5], топология системы поддержания пластового давления, темп дренирования и нагнетания, технология отбора и нагнетания воды, гидродинамическая обстановка, меняющаяся при разработке гидродинамических связанных пластов, и характер вскрытия продуктивных пластов скважинами.
Установить текущее расположение водонефтяного контакта (ВНК), а также внешнего и внутреннего ВНК и промытую область пласта позволяет обработка данных, полученных при исследовании процесса выработки запасов залежи.
В настоящее время по мере развития способов контроля за разработкой нефтяных месторождении серьезно пополнились представления о характере движения водонефтяного контакта (ВНК). Известны 2-е формы такого движения: - вертикальное движение ВНК; - обводнение продукции нефтяной залежи вдоль слоев. В процессе системного совместного взаимодействия множества факторов ВНК в процессе движения по объему пласта принимает сложную геометрическую форму, вплоть до фрактальной[84].
Косвенные методы идентификации распределения нефтенасыщености
При фильтрации нефти и воды или любых других флюидов, известно, что в дополнении к линейному закону фильтрации Дарси для пористого гидравлического трения имеет место целый ряд эффектов, которые требуют введения дополнительных функций и/или закономерностей. Течение или фильтрация двух и более жидкостей сопровождается: - взаимодействием текучих среда со стенками поровых каналов, как и на механическом - микроуровне, так и на молекулярном - в виде сил Ван-дер ваальсовых; взаимопроникновением в виде растворов и эмульсий и действием межмолекулярных сил притяжения и отталкивания, выражающего в том числе вязкостное трение; - динамичным изменением структуры системы поровых каналов, смоченных различными средами и перекрывающих движение части из них; - гидромеханической непроходимостью пор малого проходного сечения для молекул и кластеров сред с большими размерами ( 10 нм); - попеременная смена режима вытеснения: струйного, поршневого, ползучего, пенного и смешанных.
Теоретические основы двухфазной (и более) фильтрации, к сожалению, на текущий момент развития описывает вышесказанные явления в виде комплексированных кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП)[64], кривых смачивания и пропитки (капиллярных давлений), кривых градиентов начала течения. Кривые капиллярных давлений дублируются в ОФП в зонах близких к предельным остаточным запасам. Здесь предлагается остановиться на некоторых теоретических особенностях представления ОФП.
Пресловутый закон Дарси был выявлен в лабораторных условиях на искусственном коллекторе, малых перепадах давления при фильтрации воды. Поэтому в законе фильтрации в качестве одной из характеристик присутствует площадь фильтрации - F в виде полной площади поперечного сечения коллектора (т.е. по наружному периметру) (рис. 2.1)
Схема представления о фильтрации в законе дарси Согласно физике процесса поток разделяется по поровым каналам на входе в рассматриваемый образец и площадью движения потока является суммарная площадь просвета всех поровых каналах. В этой связи учитывая основные факторы вязкостного трения в формуле (2.1) вместо площади поперечного сечения коллектора должна стоять суммарная средняя площадь просвета поровых каналов - Fp. Эту площадь легко вычислить перемножив площадь образца на открытую пористость Fp =F-m. Естественно проницаемость в (2.1) уже будет иметь физический смысл разорванный с емкостным параметром - т. В подземной гидродинамике и геологии давно известно, что корреляция между проницаемостью и пористостью наблюдается крайне редко, из-за структуры порового пространства и геометрии поровых каналов [1]. В этой связи произойдет вполне "физичный" отрыв проницаемости от площади коллектора, включающего твердую непроницаемую часть скелета пласта.
Если сказать более критично, то трудно себе представить, что в гидравлике при расчете гидравлических сопротивлений в трубах брали бы внешний диаметр трубы вместо внутреннего.
Схема капилляров и молекул воды и бензина Другой проблемой описания совместной фильтрации является естественная конкуренция флюидов за площадь движения в каждом поровом канале. Рассмотрим совместное движение нефти и воды в одном поровом канале (рис.2.3). Как видно в зависимости от ситуации: сколько воды и нефти уже находится в поровом канале зависит гидравлической сопротивление создаваемое со стороны насыщенной части порового канала. Назревает вполне очевидный вывод о том, что к площади просвета следует приписать коэффициент насыщенности - ун рассматриваемой фазы (нефти или вода)
Иными предложенное выше описание закона фильтрации будет правильнее с позиции физики процесса и позволит отделить геометрические факторы порового пространства от молекулярных свойств фильтруемых сред. Так как классическое применение закона Дарси доминирует при решении большинства задач гидромеханики и гидрогеологии для корректировки базового закона используются, как было сказано выше ОФП.
На рис. 2.4 показана ОФП, построенная из положения о том, что вода и нефть имеют одинаковые размеры молекул и их размеры не больше молекул тестового флюида применяемого для изучения абсолютной проницаемости. Также вода и нефть не испытывают Ван-дер-ваальсовых сил между собой и со стенками поровых каналов.
Идеальные кривые ОФП в системе вода-нефть Прямые ОФП представляют собой крест и выражают конкуренцию флюидов за площадь фильтрации. Т.е. когда насыщенность по-воде равна нулю и она занимает нулевую площадь, то ее потенциальная скорость будет стремиться к бесконечности, как и модуль градиента давления (2.2), что свидетельствует о бесконечном сопротивлении и невозможности фильтрации. Тем не менее это далеко не всегда выражает природу явления.
Вполне естественно, что отсутствующая вода не может в этом случае фильтроваться, но если в поровый канал поступает новая порция воды из смежной поры, то тогда эта логика построения ОФП работать не будет. Действительно ОФП не подходят для поршневого вытеснения, однако такой тип вытеснения постоянно перемежается с смешанным движением внутри сети поровых каналов. Тогда возникает вопрос каким образом использовать ОФП в гидродинамических моделях, где размеры контрольных объемов много больше размеров поровых каналов. Для этого чаще всего проводят осреднение гидросопротивлений, что ведет в дальнейшем к размазыванию величин насыщения порового пространства разными средами (водой и нефтью).
Более того следует отметить факт адаптации ОФП к задачам геологии и подземной гидромеханики для учета капиллярных явлений в виде горизонтальных участков ОФП, отражающих предельно остаточные запасы (рис.2.5).
ОФП для учета связанной воды и нефти Как видно линии ОФП пересекают ось насыщенности в ненулевых точках, что говорит о прекращении фильтрации при насыщенностях ниже критической (долей связанных запасов). Вместе с тем совершенно ясно, что дальнейшее внедрении любого из флюидов должно быть возможным при поршневом вытеснении.
Понимание перехода на режим поршневого вытеснения весьма относительно, так как часть каналов может находится в этом режиме, а часть в режиме смешивания или фильтрации одного флюида. На рис. 2.6 показан частный случай вытеснения нефти водой демонстрирующий характер расчета гидросопротивлений. Данный пример так же следует учитывать в ОФП.
Метод дополнения опорных точек на основе решения обратной задачи нестационарной гидродинамики
Так как наиболее хорошим в плане показательности тестом является исследование заранее изученного месторождения, то следует построить полноценную гидродинамическую модель (ГДМ) пласта, на основе реальных геолого-физических характеристик.
Гидродинамическую модель будем строить на основе геологической модели фрагмента пласта БС10 Савуйского месторождения (см. табл. 3.1). Промысловые данные о режимах работы скважин целенаправленно синтезируем посредством псевдослучайных колебаний с некоторыми осцилляциями дебита жидкости (рис. П.1-П.5, табл. 3.2). Последнее необходимо для полноценного анализа результатов отклика решения обратной задачи (2.33, 2.37) на изменения давления и отношений дебитов фаз (нефти и воды). Позже буду рассмотрены фактические режимы.
Отсутствие выраженных колебаний дебитов по жидкости может являться основной причиной неработоспособности метода. Однако, как известно, в процессе эксплуатации дебит жидкости довольно сильно изменяется под действием множества факторов: остановка скважины, смена насоса, аварийное отключение, загрязнений призабойной зоны и т.д. и т.п.
На рисунках 3.1-3.3 показан общий вид геологической и гидродинамической моделей на начальный момент времени. Кривизна стволов взята практически прямой, так как влияние кривизны ствола на результаты экспериментов нулевая. Это объясняется тем, что все показатели режимов скважин фиксируются на уровне продуктивных забоев, а показатели фильтрации никак не зависят от процессов в эксплуатационных колоннах. Граничные условиях для Г ДМ взяты по дебиту жидкости в точках продуктивных забоев. Геометрически эти точки находятся в стволе скважины на уровне кровли пласта.
На рисунке 3.1 в окне слева заливка цветом взята по нефтенасыщенности, из чего следует, что на начальный момент времени по контуру выделенного участка находится вода, т.е. зона насыщенная только водой. По контуру прямоугольной области задано постоянное - начальное пластовое давление, обеспечиваемое притоком воды из-за пределов ВНК. Таблица 3.2 - Характеристика генерации режимов скважин
По всей видимости метод не может давать достоверные результаты при условии высокой активности подошвенной воды, т.к. в этом случае появляются дополнительные источники масс воды и корреляция насыщенностей с режимами нагнетательных скважин будет слабо выражена. В дальнейшем предлагаемый в данной работе метод вполне можно усовершенствовать посредством установки поля источников подошвенной воды с обратной связью по давлению по Фитковичу (прямоугольная область на границе - рис. 3.7).
Местоположение устьев, а следовательно и забоев целенаправленно сгенерировано псевдослучайно. Это сделано для того, чтобы испытать разработанный метод без привязки к геометрии вскрытия и определенным элементам системы разработки.
Геометрия кровли и подошвы пласта сгененировано инструментом создания виртуальных месторождений в ПО Немезида. Таким же образом создано поле начальной нефтенасыщенности (рис. 3.5) и проницаемости (рис. 3.4).
Так как изменение насыщенности не столь динамично, то отраженная поверхность нарис. 3.5 вполне отражает начальное распределение.
В результате вычислительных экспериментов над ГДМ мы получим, во-первых, динамику распределения ФЕС по площади участка пласта, а, во-вторых, динамику режимов работы скважин: дебит воды и нефти, забойное давления (рис. 3.6). Некоторые режимы других скважин показаны в приложении (П.1-П.6). Время запуска скважин выбрано также различным. — Лштнчіткя рсжішоп СКБНЖИИЫ Согласно графикам дебитов и забойного давления в скважине 009 видно, что вполне четко прослеживается физика процесса: при росте модуля дебитов (падения на графиках) забойное давление падает.
Следует обратить внимание на то что здесь и далее дебиты скважин берутся со знаком минус, а нагнетание (приемистость) со знаком плюс.
Созданные синусоидальные осцилляции дебита жидкости отражаются также и на дебитах воды, нефти и забойном давлении. Так как частота таких импульсов довольно велика, данные импульсы не могут повлиять на прохождение импульсов между скважинами, а, следовательно, не влияют на качество результатов анализа по разработанному методу.
На графиках (рис. 3.6) также видно, что присутствуют макроколебания -прямоугольные импульсы с периодом боле 80 сут. Данные импульсы как раз и являются необходимыми для работы предложенного метода.
Рассматриваемая ГДМ, характеризуется тем, что в распределении нефтенасыщенности (рис. 3.8) уже через 500 сут наблюдаются осцилляции. Волнообразные изменения насыщенностей являются довольно частым природным явлением, приводящим к формированию техногенных залежей нефти, что было доказано советскими учеными еще в середине 20-го века.
Чаще всего причиной таких осцилляции является работа систем поддержания пластового давления, посредством заводнения, постоянные изменения режимов отбора и нагнетания и особенности конкуренции воды и нефти за площадь фильтрации. Последнее выражено в кривых ОФП (рис.3.9).
Обработка данных гидродинамической модели разработанным методом
На этой схеме все скважины учувствуют, поэтому число связей составляет 2312. Разумеется не работающие скважины не могут являться источником импульса точно также как и скважины без изменения режима. Такие скважины условно назовем простаивающими, т.е. не имеющими импульсов. На рис. 3.43 показана интерференционная схема, в которой связи с простаивающими скважинами не учитываются.
Стоит отметить, что работающие скважины без изменения режима в ходе расчета будут учитываться только по методу А (2.23) (см. раздел 2).
После такого «редуцирования» схемы сформировано 734 связи. Для сравнения результатов также возьмем другой период с 01.01.2012-01.04.2012. Для которого также построим интерференционные схемы (рис. 3.44, 3.46).
Следует обратить внимание на то, что требуется отбраковка тех скважин, которые в рассматриваемых периодах не работают и не являются пьезометрическими (рис. 3.45). Т.е. пьезометрические скважины могут быть скважинами-приемниками импульса, а источниками быть не могут. Однако не работающие скважины без регистрации забойного давления вообще никак в расчете участвовать не могут.
После проведения ряда вычислительных экспериментов использования предлагаемого метода для двух периодов получим итоговые карты относительной нефтенасыщенности (рис.3.47-3.54).
На всех картах далее показано распределение величины равной отношению найденной насыщенности к максимальной, полученной по методу А (условно названа относительной нефтенасыщенностью).
Редуцированная интерференционная схема анализа БС10 Савуйского месторождения по условию простоя с 01.06.2011 г. в пределах исследуемого периода (120 сут) без скважин, не рассчитываемых даже методом А
Редуцированная интерференционная схема анализа БС10 Савуйского месторождения по условию простоя с 01.01.2012 г. в пределах исследуемого периода (120 сут) без скважин, не рассчитываемых даже методом А
Из карты на рис. 3.47, 3.48 видно, что в зонах между нагнетательными и добывающими скважинами просматриваются множественные целики нефти, насыщенность в которых зачастую много выше насыщенностей в близлежащих скважинах. Этот результат подтверждает исслудования многих ученых-геологов о формировании техногенных залежей нефти с образования целиков с насыщенностью иногда выше, чем начальная.
Достоверность поля нефтенасыщенности ограничивается замкнутым контуром, определенным не прямоугольной областью а скважинами на границе месторождения. Т.е. полученные невысокие нефтенасыщенности на больших площадях за этим контуром не являются достоверными и их следует игнорировать.
При переходе от 01.09.2011 к 01.04.2012 видно что происходит смещение целиков нефти, причем в различных частях пласта по-разному. Однако смещение целиков по-большей части происходит в зонах, удаленных от добывающих скважин, что не оказывает влияние на эффективность дренирования нефти.
Карта нефтенасыщенности пласта БС10 Савуйского месторождения на 01.04.2012 пятиточечное заполнение интерференционных связей (с топологической схемой исследованной интерференции)
Выявленные целики нефти (рис.3.49) особенно часто прослеживаются в зонах активного нагнетания и найденных интерференционных связей. Объяснение природы этого процесса, по-видимому, кроется в непоршневом вытеснении, которое зачастую не повышает эффективность дренирования пласта по нефтяной фазе, а снижает ее.