![](/user_photo/_userpic.png)
Интерпретация данных ГИС на базе системно-структурного подхода учебн
..pdfОкончание табл. 1.2
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
|
6 |
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
Технологи- |
Залежь |
как |
Совокупность |
Промышленные |
(из- |
Технологические |
Построение |
дина- |
|
ческая |
совокупность |
продуктивных |
влекаемые) Vизв |
запа- |
расчеты и построе- |
мической |
модели |
|
|
структура |
подсчетных |
толщ |
сы УВ |
|
ния |
залежи |
|
|
|
|
объектов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
Экономи- |
|
|
|
Экономическая |
оцен- |
Экономические |
|
|
|
ческая |
|
|
|
ка запасов УВ: опто- |
расчеты |
|
|
|
|
структура |
|
|
|
вая цена Ц, затраты З, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рентабельность Р, се- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бестоимость С и т.п. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
61
Одним из важнейших принципов, обладающих высокой «живучестью», является использование рациональных схем выделения структурных уровней процесса нефтеизвлечения. Рекомендуется различать 8 структурных уровней, каждому из которых соответствуют конкретные материальные объекты или совокупности технологических показателей разработки залежи
Первый уровень – ультрамикроструктура – минеральное зерно, которое, если речь идет о шарообразных зернах горной породы (фиктивный грунт), может обладать только одним свойством – радиусом зерна r.
Второй уровень – агрегатная структура зерновых образований одного состава, которые характеризуются таким свойством, как, например, упаковка и т.п.
Третий уровень – микроструктура – образец керна – природная совокупность минеральных зерен (горная порода), которая обладает поровым пространством, удельной поверхностью, проницаемостью, глинистостью, извилистостьюпоровыхканалов.
Четвертый уровень – интраструктура – пласт, пропласток, слой горной породы в конкретном интервале разреза скважины, которые обладают определенной толщиной на определенной площади и занимают какой-то объем.
Пятый уровень – флюидоструктура – нефтеводоносный коллектор (продуктивный пласт, представляющий собой интервал горных пород в разрезе скважины, насыщенный нефтью, газом или водой). Такие пласты характеризуются меняющимися по площади и объему залежи нефте-, газоили водонасыщенными толщинами, вязкостью и плотностью нефти, газовым фактором, объемным коэффициентом нефти.
Шестой уровень – макроструктура – подсчетный объект (совокупность пластов, составляющих продуктивную толщу) как объект разработки (залежи или ее части), в результате изучения которого возможно получение сведений о балансовых запасах, удельном дебите, коэффициенте нефтеизвлечения.
62
Седьмой уровень – технологическая структура – залежь или месторождение нефти или газа как совокупность подсчетных объектов. На этом уровне определяются промышленные (извлекаемые) запасы углеводородного сырья и технологические параметры залежи.
Восьмой уровень – экономическая структура – представляет из себя текущие и конечные результаты эксплуатации месторождения (залежи) в денежном выражении.
Сведения о залежи, поступающие с каждого из уровней организации геологических объектов или ГТК в отдельности, будут давать одностороннюю характеристику залежи и только совместное их использование может привести к получению обоснованной модели залежи. На схеме (рис. 1.4) показаны все стадии построения модели залежи по промысловогеофизическим данным. Как правило, такое совместное использование обеспечивается надлежащим учетом результатов про- мыслово-геофизических исследований как основы для построения геологических моделей, каждая из которых отвечает своему, все более высокому уровню (литологостратиграфическая колонка по отдельно взятой скважине → корреляционная схема
сопоставления разрезов скважин → |
геологический профиль → |
гидродинамический профиль → |
полноопределенные горно- |
геометрические модели залежи и так называемые дифференцированные модели). Конечной целью такого многоступенчатого моделирования являются подсчет запасов УВ, обоснование технологических схем и проектов разработки залежей, решений по регулированию разработки, включая составление программ системноговоздействияназалежьсцельюповышениянефтеотдачи.
Таким образом, высшим видом модели разрабатываемой конкретной залежи является ее системно-структурная модель, в наглядной форме отражающая совокупность связей и отношений между элементами системы. На основе этого отображения можно принимать конкретные технологические и технические решения по определенным вопросам, например по мероприятиям, направленным на повышение нефтеизвлечения.
63
![](/html/65386/197/html_qYEHuHuv0t.aeun/htmlconvd-ENV8aJ64x1.jpg)
Рис. 1.4. Последовательность системно-структурного моделирования геологических объектов согласно их иерархическим уровням
Залежь нефти и газа, как геолого-технический комплекс (ГТК), является большой сложной системой, которой необходимо управлять по мере ее развития (динамика ГТК). Справиться с этой задачей поможет наличие достоверной модели залежи, при построении которой возникают следующие функциональные проблемы управления ею:
– проблема языка, т.е. терминологии, которая должна быть четкой, содержательной и однозначной, исключающей синонимы и омонимы; необходимо иметь сводку хотя бы основных терминов – старых и новых – « пласт», «пластик», «пропласток», «слой», «слоек», ... , «литмит», «партиалит», «виртуалит», ... ,
64
«скважина-эталон», «псевдостатистика», «системный алгоритм»
ипрочие термины;
–проблема модели включает в себя все задачи построения идеализированных (упрощенных) моделей, пригодных для теоретического и экспериментального изучения их свойств; здесь главная трудность в том, что создаваемые модели должны быть достаточно сложными, чтобы их свойства соответствовали в нужной мере свойствам оригиналов, и в то же время настолько простыми, чтобы можно было описать эти оригиналы и решить нужные задачи, пользуясь составленными описаниями; создание способов отыскания компромисса между этими двумя противоречиями; системное воздействие на залежь с целью повышения нефтеотдачи;
–проблема декомпозиции – расчленение исходной системы (нефтегазовой залежи) на относительно обособленные части; главная трудность здесь – выбор способа декомпозиции, который бы обеспечивал необходимое упрощение процедуры решения, но не вызывал бы слишком больших погрешностей из-за отбрасывания некоторых важных связей при расчленении системы на части, обосновать оптимальный шаг осреднения (сглаживания) геофизических параметров и многое другое;
–проблема агрегатирования – объединение нескольких показателей в один сводный с целью упрощения решения задач управления большой системой; так же как и декомпозиция, агрегатирование имеет целью преодоление барьера многомерности. Решение этой проблемы заключается в выборе такого объединения показателей, которое существенно облегчило бы решение задач управления большой системой, но не приводило бы к недопустимым ошибкам, возникающим из-за уменьшения детальности описания системы; здесь важное место занимает использование псевдостатистических представлений результатов промыслово-геофизических исследований;
–проблема стратегии – прогнозирование изменений в поведении системы и преодоление барьера временной неустойчивости модели системы.
65
1.4.Основные принципы системно-структурного подхода
вприложении к процессам нефтеизвлечения
Задача моделирования нефтяных залежей является ответственной, в особенности на этапе проектирования разработки месторождения. Целью системного анализа процессов нефтеизвлечения является построение и исследование его структурной модели. Процесс же нефтеобразования, как функционирование материальной системы геолого-технических комплексов (ГТК), обладает целостностью: все его элементы объединены в одно целое определенными связями и отношениями. Связи – силы, удерживающие элемент в пределах и обеспечивающие существование системы как органичной целостности; отношения – взаимное пространственное положение и соотношение элементов, обладающих разными собственными свойствами.
Структурная модель процесса нефтеизвлечения должна наглядно отражать связи и отношения между различными элементами системы ГТК, и ее целесообразно представить в виде схемы. Наиболее крупными элементами ГТК являются его компоненты (информационные системы).
1.Геологический – минеральные зерна, слагающие поровую проницаемую среду; глинистые или иные непроницаемые материалы, ограничивающие пласт-коллектор; нефть, газ, вода, насыщающие поровое пространство пород-коллекторов.
2.Технический – искусственные сооружения, необходимые для извлечения нефти.
3.Экономический – денежное выражение технического комплекса.
4.Социальный – прибыль от реализации добытой нефти.
В качестве подсистем компонентов процесса нефтеизвлечения предлагается выделять девять структурных уровней, которым соответствуют конкретные материальные объекты (рассмотрение уровней происходит снизу вверх на табл. 1.3).
66
![](/html/65386/197/html_qYEHuHuv0t.aeun/htmlconvd-ENV8aJ67x1.jpg)
Таблица 1.3 Свойства структурных уровней компонентов процесса
нефтеизвлечения и их взаимосвязи
67
Схематично структурную модель процесса нефтеизвлечения можно представить в виде «иерархической лестницы» уровней системы. Подразумевается, что любой последующий уровень этой лестницы включает в себя свойства всех предшествующих уровней. С помощью такой «иерархической лестницы» можно проследить связи между свойствами различных уровней.
В этом случае ультрамикроструктура (см. табл. 1.3) об-
ладает одним единственным свойством, в качестве которого выступает радиус минерального зерна (шара) r (см).
Микроструктура (2-й уровень) характеризуется следующими свойствами:
–пористость Kп (доли ед.);
–удельная поверхность горной породы S0 (см2/см3), под которой понимается суммарная поверхность порового пространства в единице объема, отнесенная к объему либо твердого минерального скелета, либо к объему порового пространства;
–коэффициент извилистости поровых каналов ζ (для фиктивного грунта);
–проницаемость Кпр (доли ед.), представляющая собой отношение площади каналов в поперечном сечении образца горной породы ко всей площади этого поперечного сечения, также величина постоянная для данного способа укладки.
Уровень интраструктуры (3-й уровень) отличается от уровня микроструктуры возникновением свойств, характеризующих геометрию и объем пористого тела конечных размеров,
атакже некоторые его физические свойства:
–глубина залегания продуктивного пласта Н (м);
–эффективная нефтенасыщенная толщина пласта hэ (м);
–площадь продуктивного пласта F (м2);
–поровый объем пласта V (м3):
V= F·hэ·kп;
–средняя плотность горных пород, лежащих над продук-
тивным пластом γ п (т/м3);
– вертикальное горное давление Ргор (кгс/см2):
68
Ргор = Н · γ п· 10-1.
На уровне флюидоструктуры (4-й уровень) для простоты исследований будем считать, что поровое пространство фиктивного грунта насыщено только нефтью с растворенным в ней газом и остаточной (неподвижной) водой, т.е. жидкость однофазная. В задачах разработки нефтяных залежей используются в основном следующие свойства нефти:
–вязкость нефти в пластовых условиях, µн (мПа·с или
10–3 Па·С);
–газонасыщенность пластовой нефти (м3/т);
–объемный коэффициент нефти b (доли ед.);
–коэффициент усадки пластовой нефти ξ (величина, производная от объемного коэффициента):
ξ= (b−1)/ b;
–давлениенасыщениянефтигазомРнас(кгс/см2 или10–5 МПа);
–плотность нефти в пластовых условиях γ плн (т/м3);
Для облегчения исследований среди обилия свойств структурных уровней процесса нефтеизвлечения рекомендуется отыскивать базисные свойства, с которыми все другие свойства функционально или корреляционно связаны.
Другим элементом флюидоструктуры являются пластовые воды. Они, так же как и нефть, характеризуются большим числом свойств. Основные из них – плотность γ в (г/см3) и вязкость пластовой воды µв (мПа·с), которые для пластовых вод Пермской области корреляционно связаны между собой (для пластовой температуры 25°С):
µв = 1/(3,71−2,57 γ в).
Это уравнение справедливо в пределах плотности пласто-
вой воды γ в = (1,05÷1,22) г/см3.
На уровне макроструктуры (5-й уровень), т.е. горной породы, насыщенной пластовыми жидкостями и находящейся в статическом состоянии, возникает ряд явлений и свойств, обусловленных взаимодействием интра- и флюидоструктуры. Ос-
69
новными являются поверхностные явления, протекающие на границах раздела между пластовыми жидкостями и породой, в том числе адсорбция, т.е. изменение химического строения поверхностных слоев, представляющих собой поверхности раздела соприкасающихся фаз «порода-нефть» и «вода-нефть», за счет самопроизвольного обогащения этих слоев поверхностноактивными веществами нефти (нафтеновыми кислотами, смолами, асфальтенами и др.). Поверхностные слои, кроме того, обладают особыми свойствами, порой резко отличающимися от свойств тех же самых веществ в объемной фазе из-за избытка свободной энергии молекул, взаимодействия молекул на границе соприкосновения трех фаз – твердого тела и двух несмешивающихся жидкостей, что обуславливает собой явление смачиваемости, заключающееся в частичном или полном растекании жидкой капли по поверхности смачиваемого тела, или, что одно и то же – в стремлении одной из жидкостей распространяться по твердой поверхности (по породе-коллектору) или прилипать к ней в присутствии другой несмачивающей жидкости. Все это может приводить к гидрофилизации или гидрофобизации породы, что имеет большое значение при применении физикохимических методов повышения нефтеотдачи пластов.
Поверхностные явления характеризуются такими свойствами, как поверхностное натяжение σ (дин/см) и свободная энергия поверхности, равная 1 см2, т.е. работа, затрачиваемая на перемещение в поверхностный слой молекул из объема жидкости, далеко отстоящего от поверхностного слоя для увеличения его площади на 1 см2. Это физическая характеристика границы раздела двух соприкасающихся фаз, оказывающая большое влияние на процессы взаимного вытеснения нефти, воды и газа, протекающие в продуктивных пластах.
Смачиваемость продуктивного пласта оценивается количественно лишь в лабораторных условиях. Гидрофильные участки коллектора покрыты полимолекулярными слоями абсорбированной воды, физико-химические свойства которой существен-
70