К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 7 )

Список литературы

1. , , Бембель : функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. – Тюмень: Вектор Бук, 2003. – 344 с.

2. Бембель тектоно-седиментационное прогнозирование ловушек УВ Повховского месторождения. – Тюмень: ЕАГО //международная конференция геофизиков и геологов 4-7 дек. 2007/Тезисы докладов.

3. , Слепокурова -геофизические методы поиска благоприятных пород-коллекторов, как потенциальных ловушек УВ // Труды школы-семинара «Физика нефтяного пласта». 20-24 мая 2002. – С.217-221.

4. , Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. - Новосибирск: Наука, 1991. – 152 с.

5. Сороко модели низкотемпературного механохимического превращения органического вещества осадочных пород // Модели нефтегазообразования. - М.: Наука. 1992. - С. 90.

6. Сейсмическая стратиграфия: Использование при поисках и разведке нефти и газа. - М.: Мир. 19с.

Сведения об авторе

, аспирантка кафедры промысловой геологии нефти и газа, Тюменский государственный нефтегазовый университет, (34, е-mail: [e-mail]

Bembel A. R., post-graduate student of the chair of Field Petroleum Geology, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (34, е-mail: *****@***ru

___________________________________________________________________________________

Бурение скважин

и разработка месторождений

УДК 622.276.34

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ЗАЛЕЖИ

с применением метода материального баланса

MODELING OF A DEPOSIT PERFORMANCE USING THE MATERIAL

BALANCE METHOD

, , ёв, П. Т. Им

A. *****blev, K. M. Fedorov, A. P. Shevelev, P. T. Im

«ТНК-ВР Менеджмент», Тюменский государственный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: фильтрация, призабойная зона скважины, модель

Key words: filtration, porous media, near wellbore zone, model

В некоторых случаях создание подробных геолого-гидродинамических моделей залежей нецелесообразно. К таким случаям можно отнести небольшие залежи с малым количеством эксплуатационных скважин, месторождения с недостаточной информацией геофизических исследований по той или иной причине, сложные геологические объекты, не поддающиеся традиционной типизации.

Одной из главных проблем разработки и эксплуатации таких залежей является высокая степень неопределенности в подсчете начальных запасов нефти и газа. Это объясняется, например, тем, что при малом количестве скважин объем пласта в приконтурной зоне сопоставим с его общими размерами, и определение запасов характеризуется высокой погрешностью.

Методы приближенного моделирования работы залежи при активной законтурной воде.

В рассмотренных ситуациях приближенное моделирование разработки залежи основано на применении метода материального баланса (ММБ) [1, 2]. В основе ММБ лежит уравнение сохранения массы флюида в залежи в процессе разработки, которое связывает остаточные запасы нефти и газа в пласте с количеством законтурной и закачиваемой в нефтяную зону пласта воды, количеством отобранной продукции скважин и изменением энергетического состояния залежи или сжиманием/расширением пластовых флюидов и пористого скелета. Таким образом, достоверность расчетов по ММБ связана с точностью определения динамики пластового давления в залежи.

Вторым важным моментом в достоверности расчетов является качество моделирования работы эквифера или оценка притока законтурной воды в нефтяную зону залежи. Проблема моделирования работы эквифера заключается в малом количестве информации по его размерам и фильтрационно-емкостным свойствам. Наиболее общая модель предложена van Everdingen, Hurst [3, 4]. В этой модели залежь заменяется цилиндрической областью с эффективными значениями мощности h, нефтенасыщенностью 1-Swr и радиусом Re (рис.1).

Рис. 1. Модель цилиндрической залежи и эквифера

Первые две величины определяются по геолого-статистическому разрезу залежи,
последняя фактически определяет геологические запасы нефти и газа.

Эквифер моделируется также соосной цилиндрической областью, опоясывающей контур нефтеносности. Расчет работы эквифера заключается в расчете уравнения пьезопроводности со следующими граничными условиями: на внешнем контуре эквифера давление считается постоянным (для бесконечного эквифера) или формулируется условие непротекания, на внутреннем контуре давление скачкообразно изменяется в моменты определения пластового давления в залежи (при непрерывном измерении пластового давления, например, средствами телеметрических систем, данное граничное условие меняется плавно). Расчет уравнения пьезопроводности при скачкообразно изменяющемся граничном условии является достаточно громоздким, так как включает процедуру суперпозиции решений с постоянным заданием давления на границе.

Приближение Carter-Tracy [4] заключается в том, что между моментами определения пластового давления приток воды из эквифера считается постоянным. Такое приближение значительно упрощает процедуру расчета и позволяет определить приток воды в период интервала замера пластового давления через пластовое давление в предыдущий период времени замера. Еще большее упрощение предложено Fetkovich [5] и связано с определением притока воды по стационарной формуле Дюпюи.

При рассмотрении краевых скважин или в случаях, когда эквифер не полностью опоясывает залежь, предложен упрощенный подход расчетов, в котором считается, что приток воды ограничен сектором с углом q, а приток жидкости умножается на величину f =q/360 [6]. Таким образом, в модели эквифера имеется два настроечных параметра: эффективный радиус Ra и сектор притока q.

В традиционных подходах все эксплуатационные скважины объединяются в один сток, однако, предложены алгоритмы, в которых уравнение материального баланса записывается для каждой скважины отдельно [7].

Регрессионный метод уточнения геологических запасов залежи.

Процедура оценки начальных запасов с использованием уравнения материального баланса рассмотрена для двух различных залежей одного из Западно-Сибирских месторождений. Рассматриваемые залежи представлены несколькими пропластками, разбуренными различным количеством скважин и находящимися в разных стадиях разработки.

В пределах моделируемой области первая залежь вскрыта двумя вертикальными скважинами 1 и 2. Первые отборы скв. 2 датированы декабрем 2006 г., а на дату последнего моделирования 10. суммарный объем извлеченной жидкости из пласта этими скважинами составляет около м3 при обводненности 2%. На территории второй залежи пласт вскрыт семью вертикальными скв. 1–7. Первые отборы датированы февралем 2001 г. в скв. 1, однако далее в течение 4-х лет жидкость из пласта не добывалась и отборы возобновили в марте 2005 года. На дату моделирования (08.) суммарный объем добытой жидкости скважинами второго участка составляет около м3 при обводненности 18%. Обе залежи эксплуатируются в естественном водонапорном режиме, поддержание пластового давления осуществляется за счет влияния активной законтурной области, нагнетательных скважин нет.

Основные параметры залежей оценены на основе интерпретации данных геофизических исследований, а также гидродинамических исследований скважин, петрофизические характеристики пласта и свойства пластовых флюидов определены по лабораторным исследованиям проб пластовых флюидов. Характеристики залежей и пластовых флюидов, необходимые для дальнейших расчетов, сведены в табл.1.

Таблица 1

Основные параметры анализируемых пластов и пластовых флюидов

Параметр	Значение	Источник
20 куст
Пористость, m, д. е.	0,185	РИГИС
Эффективная толщина, h, м	9	РИГИС
Проницаемость, k, мкм2	94,4	Гидропрослушивание
Остаточная водонасыщенность, Swr, д. е.	0,268	Керн
Сжимаемость породы, cf , 1/атм	5,358E-05	Корреляция Hall

Продолжение табл.1

Параметр	Значение	Источник
20 куст
Сжимаемость воды, cw, 1/атм	4,003E-05	Корреляция Meehan
Вязкость воды, μw, мПс	0,285	Корреляция Van Wingen
Плотность нефти в пластовых условиях, ρo, кг/м3	735	Анализ проб
Плотность нефти в стандартных условиях, ρso кг/м3	845	Анализ проб
Плотность воды в пластовых условиях, ρw , кг/м3	980	Анализ проб
Плотность воды в стандартных условиях, ρws , кг/м3	1017	Анализ проб
Начальное пластовое давление, p0, атм	284,67	276,09	КВД

Зависимости объемных коэффициентов нефти от давления были получены из результатов лабораторного анализа проб, и приведены в табл. 2.

Таблица 2

Зависимость объемного коэффициента нефти от давления по лабораторным данным

Для первого участка
Давление, атм	Boi, м3/м3
1	1,065
147	1,404
300	1,362

Уравнение материального баланса флюидов в пласте — безразмерная математическая модель, в которой используются средние по пласту свойства флюидов и давление. Распределение начальных условий в пласте (например, изменение фильтрационно-емкостных свойств, давления насыщения в горизонтальном или вертикальном направлениях в зависимости от глубины) не могут быть учтены. Ограничимся случаем чисто нефтяной залежи с законтурным эквифером и постоянным газонефтяным соотношением, то есть добыча газа определяется только газом, растворенным в нефти. Уравнение материального баланса для этого случая имеет вид

. (1)

Здесь приняты стандартные обозначения, сведенные в табл. 3.

Таблица 3

Обозначение основных символов в уравнении MMБ

Символ	Величина	Размерность
N	Начальные балансовые запасы нефти	м3
Np	Накопленная добыча нефти	м3
Δp	Изменение среднего пластового давления от начального значения	МПа
We	Накопленный приток из законтурной области	м3
Wp	Накопленная добыча воды	м3
Bo, Boi	Начальный и текущий объемный коэффициент нефти	м3/ м3

Для того чтобы определить начальные геологические запасы, необходимо отслеживать динамику среднепластового давления и оценить приток воды из эквифера. Для оценки последней величины воспользуемся процедурой Carter-Tracy [4], согласно которой, приток воды из эквифера в интервале между замерами пластового давления определяется по формуле