Fursov_A.Ya_._Novye_napravleniya_v_modelirovanii_gazoneftyanyh_zalezhey
.pdf11еретоков необходимо учитьшать неоднородность среды и раз
мер углов, характери:Jующих озаимное положение контактов и
слоев.
Влияние наклона слоев по отношению к газажидкостным
контактам может выраж;:tться не только в увеличении риск;:t
преждевременных прорывов газа и воды к забоям эксплу;:tтауи
онных скважин, в увеличении риска перетоков нефти в газовую
шапку и подошвенную воду, но и в сниж:ении эффективности воз
действия.
При наклоне слоев в однородной среде происходит потеря осевой вертикалi,ной симметрии в распределении свойств пород по отношению к распределению флюидов. Аля компенсауии асим
метрии необходимо организовать асимметричное воздействие,
если используется симметричная расстановка скважин, и наобо
рот.
Иная ситуауия возникает в расчлененном пласте, так как здесь бывают ситу:сщии, когда компенсировать асимметрию в рас пределении потоков флюидов невозможно из-за наличия непро ниуаемых слоев сильноглинистых пород. В этих случаях возник;:t
ет необходимость воздействия как <Iерез газовую шапку и нефтя
ную часть пласта, так и через подошвенную воду.
Рассмотрим несколько простых примеров работы девяти
точечного элемента разработки в расчлененном однородном ани
:ютропном пласте.
При конформном залегании слоев по отношению к контак
там воздействие от :шкачки передается по напластованию пород
по всей толщине оторо'IКИ симметрично во все стороны. Эффек тивность воздействия максимальная. Однако достатоqно повер
нуть схему напластов;:tния пород на некоторый угол по отноше
нию к контактам (рис. 3,а), как от воздействия уентральной на гнетательной сква)кины отсекается часть толщины нефтяной ото
рочки в шести сква)кинах. Эффективность воздействия снижает
ся, так как часть энергии тратится на персмещение нефти в газо
вую шапку и подошвенную воду, а распределение воздействия по
площади становится асимметричным. На рис.3,6 показан слу<IаЙ,
когда воздействие на все сква)кины, расположенные вкрест про-
10
стирания пород, отсутствует. Воздействие на эти скважины мо
жет персдаваться непосредственно только от нагнетате-!1-ьных
скважин, расположенных n соседних 9-точечных элементах, а так
же опосредоnанно - через газовую шапку и подошвенную nоду.
Эффективность воздействия - минимальная, так как полез ная работа совершается только в направлении двух скважин, рас
положенных на линии простиранил пород от IJентральной нагне
тательной скважины. Значительная часть энергии закачки тра
тится на персмещение запасов нефти в виде перетоков в газовую
шапку и подошвенную воду.
Несмотря на всю условность этих схем, их рассмотрение пред
ставляет интерес в принципиальном плане, так как позволяет в
сконцентрированном виде вылвить основные негативные явле
ния, происходящие при разработке ГНЗ, и предложить геотехно
логическую классификацию блоков нефтяной оторочки и запасов нефти, учитывающую эти явления.
Блок нефтяной оторочки с определенной на нем схемой рас становки сквюкин будем называть геотехнологическим блоком.
Классификация запасов нефти по степени их контактнести с газом и подошвенной водой использует в качестве объекта разрез скважины. В кмксификаiJИИ запасов, учитывающей как конуса
образование, так и латеральные перетоки, объектом выступают блок залежи и его разрезы.
Существует два класса блоков, строение которых принiJИ
пиально отличается друг от друга наличием или отсутствием сло
ев, секущих нефтяную оторочку.
Блоки пород, в которых можно выделить слои, секущие не
фтяную оторочку, но не выходящие в газовую шапку и подошвен
ную воду в граниiJах блока, относятся к первому классу блоков, а
те блоки, в которых присутствуют слои, выходящие в газовую
шапку и подошвенную воду, образуют второй класс.
Слои, секущие нефтяную оторочку, но не вых~длщие за ее
пределы в граниiJах блока, будем в дальнейшем называть слоями,
связанными внутри нефтяной оторочки, а слои, выходящие за ее
пределы в сторону газовой шапки и подошвенной воды, - слоями,
12
связанными с газоnой шапкой и подошвенной водой (рис. 4). Выше
этих слоев по разрезу залегают слои нефтяной оторочки, связан ные только с газоnой шапкой, а снизу подстилают слои, связанные
только с подошвенной водой.
Несколько условно в первом классе блоков можно выделить
блоки, в которых углом наклона слоев по отношению к контак
там можно пренебречь, потому что слои, связанные нефтяной
оторочкой, занимают практически весь объем оторочки (I тип). Остальные блоки, в I<оторых присутстnуют слои, связанные не фтяной оторочкой, относятся к типу Il.
При увеличении наклона слоев доля связанных нефтяной оторочкой слоев падает до нуля и во втором классе блоков появ ляются слои, пересекающие оторочку со стороны как ГНК, так и
ВНК (III тип). При дальнейшем росте угла наклона слоев верти
кальная толщина слоев, связанных с газовой шапкой и подошвен
ной водой, становится настолы<о большой, что в пределах блока
становится возможным выделить зону, разрез которой будет пред
стаnлен только этими слоями (IV тип).
В качестве объекта классификаqии можно использовать не только блоки, но и разрезы (сечения) геотехнологических блоков. Классификаqия разрезов (сечений) идентична классификаqии бло
ков.
Имеет смысл отметить, что состаn и толщины связанных сло
ев в различных сечениях блока будут разными, так как зависят от длины и направления сечения. Любой блок включает в себя раз резы, начиная с 1типа и коН'Iая типом, к которому принадлежит
этот блок. Так, блок IV типа, будучи рассечен по линии простира
ния пород, дает 1тип разреза, в котором нет слоев, пересекаю щих контакты. В сечении блока nкрест простирания имеем IV тип
разреза.
Следовательно, рассматривая блок как упорядоченное мно жество разрезов (сечений), мы можем вести описание блока в терминах классификаqии блоков и классификаqии разрезов од
новременно.
В колонке а на рис. 4 предстаnлена классификаqия геотехно-
13
логических блоков и система слоев, выделяемых в этих блоках. В
колонке б показаны слои, выделенные в разрезе между двумя сква
жинами, которые расположены по линии падения пород. В ко
лонке 8 дано описание блока через азимутальную диаграмму, ко
торая показьшает, как изменяются состав и толщины слоев раз
личного вида, выделенные в нагнетательной скважине в сечениях
блока, которые проходят через эту скважину. Азимутальная ди
аграмма дает качественное представление о реакции нефтяной
оторочки на принятую схему воздействия.
Запасы геотехнологического блока, находящиеся под воздей
ствием от закачки вытесняющего агента, имеет смысл разделить
на две большие категории:
-способные формировать перетоки при приложении воздей
ствия;
-не способные формировать перетоки.
В свою очередь первая категория запасов распадается на три вида, способные формировать перетоки:
-вертикальные;
-латеральные;
-и вертикальные, и латеральные.
И, наконеч, в каждом виде запасы различаются направлени
ем смещения нефти - в газовую шапку и/или в подошвенную воду. Запасы, способные формировать латеральные перетоки, со гласно принятой классификации слоев, расположены в связанных
с газовой шапкой и/или подошвенной водой толщинах нефтяной
оторочки.
Так, например, для блока нефтяной оторочки, разрез кото рой представлен н~расчлененной толщей коллектора, все запасы относятся к категории запасов, из которых формируются пере
токи. Если слои коллектора в таком разрезе наклонены по отноше
нию к контактам, то из разреза такой оторочки будут формировать
ся вертикальные и латеральные перетоки - одновременно в газо
вую шапку и подошвенную воду.
В геотехнолоrических блоках, представленных на рис. 4, в
16
Структура запасов по линиям падения-восстания н nростирания слоев
|
Заnасы, сnособ~1ые формировать nсрстою1, ~· |
|||||
Вид nеретока |
|
Направление перетока |
|
|||
в газовую |
в газовую шапку |
|
IJ |
IIOДOIIIIJCHHYIO |
IJCei'O |
|
|
|
|||||
|
и подошвенную |
|
||||
|
шапку |
|
|
воду |
|
|
|
воду |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
По линии nадения-восстания слосu |
|
||||
Вертикальный |
1,8 |
о |
|
1,8 |
3,6 |
|
Вертикальный |
10,3 |
2 |
|
|
9,8 |
22,1 |
+ латеральный |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Латеральный |
8,8 |
14,2 |
|
|
11,7 |
34,7 |
Итого |
20,9 |
16,2 |
|
|
23,3 |
60,4 |
Запасы, не сnособные формировать перетоки, % |
|
39,6 |
||||
|
По линии nростирания слоев |
|
||||
Всртикалr,ный |
12,3 |
2 |
|
|
11,6 |
25,9 |
Вертикальный |
о |
о |
|
о |
о |
|
+ латеральный |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Латеральный |
о |
о |
|
о |
о |
|
Итого |
12,3 |
2 |
|
|
11,6 |
25,9 |
Запасы, не сnособные формировать nеретоки, % |
|
74,1 |
однородном анизотропном пласте объем перетоков нефти в газо
вую шапку и подошвенную воду будет достигать наибольших зна
чений по направлениям восстания и падения пород и иметь наи
меньшие значения по линии простирания пород. Реальный объем
перетоков при этом может изменяться в широких пределах. Со ответственно значения КИН будут постепенно изменяться от
максимума по направлениям восстания и падения пород до ми
нимума по линии простирания. В сильно несднородном расчле ненном пласте эта зависимость будет искажаться как в ка"lествен
ном, так и в количественном плане.
В соответствии с вышеизложенным становится возможным
оченить структуру запасов нефтяной оторочки по перетокам не
фти по основным направлениям: линии падения - восстания по
род и линии простирания.
В табличе представлена структура запасов для Лянторского газанефтяного месторождения. Структура характеризует типич ный геотехнологический блок, средний по своим показателям, и
17
показьшает распределение запасов, способных формировать пе
ретоки разного вида по двум основным направлениям - по лини
ям rшдения-восстания и простирания пород.
Аянторское месторождение введено в эксплуатацию в 1978 г. На месторождении реализована площадная 9-точечная обращен ная система разработки. Скважины размещены по cen<e 400 х 400 м. Способ эксплуатачии скважин фонтанный, механизированный.
Разработка Лянторского месторождения характеризуется зна чительным отбором газа и высоким темпом обводнения продук-
1JИИ.
Из представленных результатов следует, что объём запасов, способных формировать перетоки по линии падения-восстания
слоев, в 2,5 р;1за болi,ше, чем по линии простирания. Отсюда вид
но, насколько nажной является задача перенаправления пото
ков флюидов с линии падения-восстания слоев на линию прости
рания для уменьшения реального объёма перетоков.
Основной челью изложенных выше материалов было стрем
ление наказать теоретическую возможность влияния малых уг
лов наклона слоев по отношению к контактам на поюватели раз
работки. Аанные, приведеиные ниже, показьшают на примере
Лянторского месторождения не только возможность, но и нали
чие связей между геологическими характеристиками ГНЗ и про
мыеловыми данными.
Все добывающие скважины на ГНЗ могут быть разбиты на
четыре группы:
работающие без прорывоn подошвенной воды;
работа которых осложнена вертикальными и латеральны
ми прорывами;
n которых проявляются только вертикальные прорывы
воды;
с латеральным прорьшом.
Однако далеко не все скважины из этих четырех групп могут быть безошибочно идентифичированы, так как реальный объем
18
прорьнюn зависит не только от геологического строения р:врез:1
скnюкин, но и от rеолоrо-промыслоnой обстановки IJ ]ХlЙоне этой скважины, ее технического состояния. При идентификации скп:-~
жин по типам прорьшоn неизбежно Iюзникают ошибки, которые
приводят к "размазыванию" корреляционных связей мсж.ду ;шали
зируемыми характеристиками.
На рис. 5, а и б показаны зависимости, построенные но скr~:l
жин::tм, n которых nероятносп, nертикалJ,ных прорьшов ноло
шnенной nоды имеет минимальное значение, так к:-~к толщина
экранирующего неколлектор::t н;:~ уровне ВНК в этих скштжинах
преnышает 2 м.
На этих же заnисимастях выделены скважины, nсроятностi,
латеральных прорьшоn n которых имеет максимальнос :шачение,
так как нижняя часть интерnала перфора!JИИ в этих сква1кинах
располагается n пределах, сnязанных с подошвенной nолой n тол
щинах нефтяной оторочки. Для скnаж:ин с высокой вероятнос тью латеральных прорывоn подошвенной nоды наблюдаются обычные корреляiJионные зависимости, хотя и слабые из-за того,
что не nce влияющие на заnисимасть факторы можно убрать бс:~
риска оказаться n ситуаiJИИ, когда коли•1естnо данных окюкется
недостаточным для анализа влияния геологической характерис тики на промыслоnые показатели. При уменьшении вероятности
латеральных прорьшоn разброс данных уnсличиnается. Записю..ю
сти приобретают nид сектора.
Зависимости, построенныепоnсем скважинам (рис. 5, !3 и;),
демонстрируют еще больший р;:~зброс данных - границы секто
раn расширяются, однако характер заnисимости при этом не ис
кажается.
Последнее обстоятельство позnоллет использоnать подоб ные заnисимости для подтnерждения существоnания связей меж ду геологическими характеристиками ГНЗ и промыслоnыми дан ными даже n тех случаях, когда идентификауия доминирующего nида прорьша становится nесьма непростым делом. Примером
19