Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой (стр. 3 )

Полученные результаты свидетельствуют об освоении существующих не связанных трещин и формировании единой высокопроводящей системы.

Кроме самопроизвольного трещинообразования при чрезмерных объемах закачиваемой воды в пласт для поддержания пластового давления, на характер выработки запасов нефти пласта ЮС2 Омбинского месторождения оказывает влияние множество других факторов. Анализ выработки запасов показал, что основными из них являются: проведение комплекса мероприятий по мало - (до 20 т проппанта на 1 операцию) и большеобъемным (свыше 40 т проппанта) гидроразрывам пласта и формирование систем разработки с различными плотностями сеток скважин.

На основе имеющихся представлений об особенностях строения пласта для обоснования технологических решений была проведена серия гидродинамических расчетов на модели порово-трещиноватого коллектора. Рассматривались варианты, отличающиеся разными режимами работы пласта (с компенсацией отборов жидкости 80 %, 100 % и 120 %) и применением гидродинамических методов воздействия на пласт – смены фильтрационных потоков, форсированных отборов жидкости и циклического воздействия.

Сравнение вариантов с различной компенсацией отборов жидкости закачиваемой водой позволило установить разницу в достигаемых коэффициентах нефтеизвлечения – вариант со смешанным режимом (компенсация 80 %) лучше варианта с жестководонапорным на 2 %, а варианта с перекомпенсацией на 4 %.

Сочетание смешанного режима и смены фильтрационных потоков также позволило получить дополнительный эффект.

Исходя из анализа энергетического состояния залежи, динамики отбора жидкости, закачки воды и обводненности продукции, можно сделать вывод о необходимости формирования щадящей площадной системы воздействия, то есть компенсация отборов жидкости закачкой воды должна быть не более 100 %. Это позволит избежать опережающего обводнения продукции скважин в условиях порово-трещиноватого пласта.

Естественно, что на данном этапе изученности Омбинского месторождения в процессе формирования системы воздействия трудно установить детали механизма вытеснения нефти. Однако указанные факты, свидетельствующие о высокой гидродинамической связи между скважинами, необходимо учитывать при принятии технологических решений.

В четвертом разделе анализируются методы прогнозирования показателей разработки.

Среди множества видов прогнозирования, предложенных отечественными и зарубежными авторами (Дж. Арпсом, С. Баклеем, , С. Билом, , М. Левереттом, , Х. Льюисом, , С. Ньюсом, , Е. Хадсоном, С. И Чарноцким, и др.), выделяются два – детерминированный и промыслово-статистический.

Рассматривая недостатки и достоинства детерминированных методов прогнозирования, отмечается, что при нехватке керновых, промысловых, геофизических, гидродинамических, физико-химических исследований и при своей многофакторности модели далеко не всегда могут гарантировать достоверный прогноз технологических показателей разработки, тем более в порово-трещиноватых пластах.

Промыслово-статистические методы описываются в виде неких соотношений, имеющих под собой физическую основу, представленную аналитическим выражением, коэффициенты которого находятся с использованием современной статистики. Существует достаточно большой спектр зависимостей между накопленными и текущими отборами нефти, жидкости и воды, имеющих название «характеристики вытеснения» и служащих для определения величины дренируемых запасов нефти и краткосрочного прогнозирования показателей разработки. Наиболее широкое применение получила экспоненциальная зависимость (1), которая теоретически была обоснована для режима растворенного газа, а затем статистически была получена С. Билом и Х. Льюисом, а также Дж. Арпсом. Зависимость (1) следует из решения уравнения материального баланса при линейном поведении упругих свойств пласта и насыщающих его жидкостей и может быть использована для условий однородного пласта или залежи, разработка которой происходит как в условиях упругого режима фильтрации, так и при поддержании пластового давления

, (1)

где - время, и – соответственно накопленная добыча нефти и жидкости, – начальные дренируемые запасы, которые можно получить умножением геологических запасов, подсчитанных объемным методом, на коэффициенты вытеснения и охвата разработкой.

Для описания падения дебита нефти из пластов, неоднородность которых характеризуется одним максимумом на гистограмме распределения проницаемости, можно использовать зависимость и «АЛГОМЕС-1»

, (2)

где - параметр, характеризующий геологическую неоднородность, режим работы залежи и интенсивность воздействия на нее, определяется статистической обработкой фактических данных за предшествующий период разработки. При стремлении параметра к бесконечности характер поведения зависимости приближается к экспоненциальному.

Апробация зависимости (2) на большом количестве объектов разработки показала, что в некоторых случаях «АЛГОМЕС-1» не может удовлетворительно описать падение дебита нефти, что объясняется наличием на данных объектах двойной среды.

Пренебрежение наличием высокопроводящей среды в терригенных коллекторах при прогнозировании показателей разработки приводит к существенному отличию результатов расчета от фактического поведения показателей и выражается обычно в несогласованности отборов нефти и жидкости.

Если принимать во внимание тот факт, что выражение (1) позволяет прогнозировать добычу нефти в условиях однородного пласта, то можно предположить, что для описания выработки запасов нефти из пластов с двойной средой зависимость должна быть двухэкспоненциальной.

и была предложена зависимость «АЛГОМЕС-2», показавшая хорошие результаты по описанию выработки запасов из пластов с двойной средой:

. (3)

Коэффициенты и характеризуют здесь выработку запасов из высокопроводящих каналов и низкопроницаемых линз соответственно и имеют размерность, обратную времени. Коэффициент - величина, также обратно пропорциональная времени и характеризующая перетоки между двумя средами.

Зависимость (3) математически обоснована для условий пластов с двойной средой, однако при ее использовании для прогнозирования добычи нефти автором были внесены следующие изменения. Так, было установлено, что коэффициенты и кроме интенсивности выработки запасов учитывают еще и промывку дренируемых запасов каждой среды для конкретного объекта разработки. Модификация сводится к выделению из коэффициентов и отношения добычи жидкости к дренируемым запасам каждой среды, что позволяет в явном виде задавать темпы отбора жидкости. Также отмечено, что коэффициент при неизменном режиме работы пласта практически не оказывает влияние на модельную кривую выработки запасов, в противном случае он должен задаваться переменным, что повышает неопределенность прогноза.

Для прогнозирования выработки запасов нефти из пластов, представленных двойной средой, предлагается модификация математической модели «АЛГОМЕС-2», имеющей следующий вид

, (4)

где , - доля дренируемых запасов нефти, приходящаяся на проводящую и подпитывающую среду, соответственно.

В итоге выражение (4) является функциональной зависимостью между безразмерными комплексами – выработкой дренируемых запасов нефти, с одной стороны, и промывкой проводящей и подпитывающей сред - с другой. Для выбора корректного математического решения в настоящей работе обосновывается диапазон вариации коэффициентов, входящих в (4).

Кривые выработки запасов из коллекторов, представленных двойной средой, имеют специфический вид с приблизительно одинаковым характером падения, который можно разделить на: 1) период стабильной добычи нефти, длится непродолжительное время и зачастую связан с разработкой залежи на естественном режиме; 2) резкое падение добычи нефти (период обводнения продукции); 3) стабилизация кривой падения на уровне 0,1-0,15 от начальных отборов нефти (период бесполезной циркуляции закачиваемой воды).

Для обобщения и выявления особенностей механизма выработки запасов был предложен метод унификации кривых падения дебита нефти, позволяющий привести к одному масштабу разнородные фактические материалы.