Интерпретация данных ГИС на базе системно-структурного подхода учебн

Окончание табл. 1.2

61

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

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

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

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