3.3 Использование геологических и гидродинамических моделей для повышения эффективности доразработки месторождений [33, 36]

Техническая возможность построения постоянно действующей мо­дели пласта и эффективность ее использования для управления разработ­кой во многом зависит от того, насколько соответствуют друг другу вы­бранные геологическая и фильтрационная модели пласта. Методи­ческие аспекты моделирования геологического строения и разработки применительно к сложно построенным нефтяным и нефтегазовым залежам Сургутского свода и сопредельных территорий изложены в работах [32, 33, 34 и др.]. Вопросу геологического строения залежей нефти Сургутского свода посвящено большое количество работ [35, 36].

Закономерности, отмеченные ниже по данным моделирования, сле­дует учитывать при создании геолого-промысловых моделей и других за­лежей.

3.3.1 Зональность насыщения коллекторов

Применительно к месторождениям нефти Сургутского свода наибо­лее важной особенностью строения продуктивных пластов является зо­нальность характера насыщения коллекторов. Эта зональность может быть связана как с фазовым распределением газа, нефти и воды в природном резервуаре, так и с закономерностями изменения начальной нефтенасыщенности. И то, и другое следует учитывать при построении геолого-промысловых моделей.

Особенности насыщения газ - нефть - вода в залежах со свободным газом

Значительное количество залежей Сургутского свода относятся к газонефтяным (нефтяным с газовой шапкой) и нефтегазовым (газовым с нефтяной оторочкой) месторождениям [34, 37]. Зональность залежей по насыщенности вызвана дифференциацией флюидов по площади и высоте природного резервуара. В процессе разработки соотношение объемов разных зон оказывает значительное влияние на движение жидкостей и газа в пластовых условиях, что, в свою очередь, влияет на количество отбираемого попутного прорывного и растворенного газа и на нефтеотдачу пласта.

Рассмотрим это положение на примере нефтегазовых месторождений Сургутского свода, привлекая для этого возможности компьютерных методов анализа.

Залежь, содержащая нефть и свободный газ, включает контакты трех фаз: газа, нефти и воды. В работе [38] предлагается выделять семь зон: га­зовую, нефтегазовую, нефтеводогазовую, газонефтяную, нефтяную, газо-водонефтяную и водонефтяную. Газонефтяная зона тождественна подгазовой зоне. Фактически первые три зоны характеризуют запасы свободного газа, а остальные - запасы нефти.

На рисунках 17 а - 17 б показано площадное распределение различных по насыщенности зон пласта АС₉ Лянторского месторождения. Из сопостав­ления рисунков 17а – 17в и структурного плана (рисунок 18) видно, что зональность распределения вызвана в основном структурным планом по кровле пласта, хотя данная закономерность может нарушаться в зонах появления значи­тельных по толщине перемычек.

Как следует из сопоставления распределения начальных геологиче­ских запасов нефти и накопленных отборов по участку пласта AС₉ Лянтор­ского месторождения (рисунки 19, 20), наиболее продуктивной является лишь узкая подгазовая область. Область развития нефтяной оторочки, располо­женная в прогибе между Лянторским и Январским поднятиями, также кон­тролируется структурным фактором (рисунок 21).

Сопоставление начальных геологических запасов нефти и накоплен­ных отборов нефти по пласту АС₁₀ Лянторского месторождения также подтверждает, что наиболее продуктивной является подгазовая часть за­лежи. Очевидно, что в подгазовой зоне залежи имеется активное действие режима расширения газовой шапки.

Рисунок 17 – Площадное распределение различных по насыщенности зон пласта АС₉ Лянторского месторождения: водо – (а), нефте- (б), газонасыщенной (в) толщины пласта [36]

Рисунок 18 – Структурный план по кровле пласта АС₉ Лянторского месторождения [36]

Рисунок 19 – Распределение начальных геологических запасов нефти по участку пласта АС₉ Лянторского месторождения [36]

Рисунок 20 – Распределение накопленных отборов по тому же участку [36]

Рисунок 21 – Структурный план по кровле пласта по тому же участку [36]

Рисунок 22 – Распределение начальной нефтенасыщенности пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 23 – Структурный план по кровле пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Распределение начальной нефтенасыщенности по площади и разрезу

Одним из характерных элементов, требующих учета при построении геологической и фильтрационной моделей природного резервуара, являет­ся зависимость начальной нефтенасыщенности от структурного плана продуктивных отложений. Рассмотрим особенности изменения начальной нефтенасыщенности на примере пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения. Как видно из карты, представленной на рисунке 22, начальная нефтенасыщенность в восточной части залежи достигает значения 0,8 , а в западной – 0,4. Причем изолинии имеют вид вытянутых с юга на север по­лос. Указанная закономерность изменения средневзвешенной по толщине пласта начальной нефтенасыщенности контролируется структурным пла­ном (рисунок 23). Чем более высокое гипсометрическое положение занимает продуктивный пласт, тем выше его начальная нефтенасыщенность. По геофизическим данным в разрезе пласта отмеченное изменение нефтенасыщенности прослеживается только в отдельных скважинах (скв. № 85, 42Р, 1278, 1526 и др.). Эта закономерность приводит к значительной на­чальной обводненности при вводе скважин в эксплуатацию в пределах западной, наиболее опущенной зоны, что можно проследить на диаграммах дебитов по состоянию на 1 квартал 1983 г. (рисунок 24). Следует отметить также высокую неравномерность распределения начальной нефтенасыщенности (см. рисунок 22) на локальных участках пласта, что связано с высо­кой степенью литологической неоднородности пласта. Следовательно, четкого разделения нефтеводонасыщенности под действием гравитацион­ного фактора не происходит. Такая закономерность более характерна для влияния капиллярных и осмотических явлений.

Рассматривая закономерности изменения нефтенасыщенности в зависимости от толщины пласта можно отметить, что наибольшая нефтенасыщенность отмечается в прикровельной части залежи, где пласт имеет толщину в несколько метров. В центральной части толщина пласта возрастает до нескольких десятков метров (рисунок 25, а средняя нефтенасыщенность уменьшается до 0,3.

Отмеченные закономерности в распределении начального поля нефтенасыщенности следует учитывать при выборе относительных фазовых проницаемостей.

Распределение текущей нефтенасыщенности по площади и разрезу

Изменение текущей нефтенасыщенности может быть связано с внедрением в залежь вод различной природы: продвижением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, продвижением фронта нагнетаемой воды, поступлением подошвенных вод. Фильтрационная модель должна учитывать все названные особенности заводнения.

Рассмотрим особенности изменения текущей нефтенасыщенности, рассчитанной по фильтрационной модели, которые являются характерны­ми для каждого случая внедрения вод. Для этого в пределах пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения было проанализировано несколько характерных участков.

Первый фрагмент был выбран в области, примыкающей к внешнему контуру нефтеносности. Как показали гидродинамические расчеты, дан­ный участок залежи является в основном гидродинамически открытым. Через него в залежь поступают контурные воды, что видно из последова­тельного изменения текущей нефтенасыщенности на первой, второй, третьей и четвертой стадиях разработки (карты представлены на рисунках 26 а, б, в, г). В месте прохождения контурной воды образуется зона, со­держащая остаточную нефть. Та же область в разрезе на блок-модели.

Рисунок 24 - Диаграммы дебитов по состоянию на 1 квартал 1983 г., нанесенные на карту начальной нефтенасыщенности участка пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 25 - Карта общей толщины пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 26 - Изменение текущей нефтенасыщенности на первой (а), второй (б), третьей (в) и четвертой (г) стадиях разработки участка, примыкающего к внешнему контуру нефтеносности пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 27 - Распределение текущей насыщенности в 3D блок-модели участка, примыкающего к внешнему контуру нефтеносности пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 28 - Изменение текущей нефтенасыщенности на второй (а) и четвертой (б) стадиях разработки участка, примыкающего к разрезающим рядам нагнетательных скважин пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 29 - Распределение текущей насыщенности в 3D блок-модели участка, примыкающего к разрезающим рядам нагнетательных скважин пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]

Рисунок 30 - Вертикальные слайсы 3D блок-модели, построенные вкрест (а) и по (б) простиранию клиноформенной структуры пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения [36]