8.24. Понятия о статических и динамических моделях нефтяных и газовых залежей.

(Из лекций)

Перед вводом в разработку мест-й залежи вначале рассматривают в статич состоянии, как сложную природную систему, незатронутую процессом разр-ки. Основной объем информации получают на стадии разведочных работ в соответствии с реализацией проекта разведки по мест-ю.

Для обоснования статич модели опред-ют основные элементы природной системы мест-й, т.е.:

1.Форму природного резервуара, внутр строение продуктивных пластов с учетом геологич неоднородности.

2.Хар-ку насыщающих пластовую систему флюидов, их состав и св-ва и зависимость этих св-в от давления и температуры

3. Термобарич хар-ку залежей для обоснования природного режима.

1. При определении формы залежей основными данными служат материалы ГИС, результаты опробования пластов и данные детальной сейсморазведки. На основании этих материалов опред-ют кровлю и подошву пластов, линии выклинивания, замещения , размыва продуктивных отложений, положения контактов. Внутр строение прод-х пластов изучают по результатам лаб-х исслед-й керна, данных ГИС, литолого-петрографических исслед-й, гидродинамическими методами, при этом важную роль отводят детальным корреляцием для учета всех прослоев при подсчете всех запасов и обосновании эксплутационных объектов.

2. Св-ва пласт-х флюидов изучают по глубинным и поверх-м пробам и зависимость их св-в от давления и температуры. Это необходимо знать, чтобы предвидеть как будут изменяться св-ва в процессе разр-ки мест-й.

3. Термобарич хар-ки залежей опред-т прямыми замерами давления и температуры. Причем замеры проводят по равномерной сетке залежей, кот охватывают не только залежи, но и законтурную зону. Это необходимо для обоснования режима залежей.

Статич модель залежей устанавливается при подготовке мест-й к разр-ке. По этой модели создается целостное представление о залежи и взаимосвязь отдельных элементов системы.

После разведочных работ статич модедь залежей уточняют на основании информации, полученной по данным экспл-и скв-н и тогда залежь начинают рассматривать в динамич состоянии. Дин. состояние залежей определяют геологич и технич компоненты.

Технич компоненту сост систему разр-ки мест-й. Различают 2 системы разр-ки:

1. На природном режиме, основными элементами котеделенным обра явл-ся доб-е скв-ны, опзом размещенные на площади и оборудованные средствами для создания депрессий на забое и подъема газа или жидкости на поверхность.

Системы доб-х скв-н зависят от неоднородности прод-х отложений.

2. Когда разр-ку производят с ППД.

Основными элементами этой системы явл-ся:

а) совокупность доб-х и нагнетательных скв-н и их размещение на площади мест-я.

б) вид воздействия, кот зависит от прониц-ти пород. Если прониц-ть высокая, то в системе ППД применяют воду. Если проницаемость низкая, то применяют газ или водогазовоздействие. В качестве газов могут использовать попутный газ или газ, кот хорошо растворяется в нефти (углекислый газ, азот и др.).

в) оборудование, кот обеспечивает перепад давлений и подъем жидкости на поверхность.

При обосновании моделей залежи учитывают взаимод-е технич и геологич компонент. Так под воздействием технич компоненты меняется форма залежи, хар-р насыщения прод-х пластов , состояние пластового давления. Технич компонента также в процессе разр-ки претерпевает изменения, т.к. изменяется фонд доб-х скв-н, дебит, обводненность, способ эксплуатации скв-н. Изменение состояния геолого-технич комплекса связано с выработкой запасов, обводнений прод-х пластов пластами и закачиваемыми водами, изменением давления и температуры.

Исходя из этого при обосновании дин модели залежи изучают процессы, протекающие в прод-х пластах и поэтому дин модель залежи могут изображать в 2-х видах:

а) проектную и б) фактическую (адекватную).

Проектную дин модель составляют на стадии проектирования и отражают в проектных документах, путем описания технико-экономич показателей разр-ки, кот включают обоснование дебитов скв-н, уровня годовой добычи, объемов закачки, фонда скв-н, обводненность продукции и др. показатели. При этом составляют несколько вариантов, кот могут отличаться расположением и формой сетки доб скв-н, расстояниями между скв-ми, уровнями годовой добычи, объемами закач-й воды, видом воздействия, обводненностью продукции.

На основе технико-экономич расчетов (ТЭО) выбирают наиболее эффективные варианты.

Поскольку проектные документы создаются, когда залежь еще недостаточно разбурена доб скв-ми, детально не изучено геологич строение мест-я, неоднородность прод-х отложений, то почти по всем мест-м отличается несоответствие проектных и фактич показателей разр-ки.

Поэтому регулярно создают фактич или адекватную дин модель. При ее обосновании использ-ют:

1. Графич построения, такие как детальные геологич профили, карты остаточных нефтенасыщенных толщин, карты изобар, карты продвижения контуров нефтеносности и текущего положения контактов, карты обводненности. Сравнение этих карт во времени позволяет определить напр-е и скорость продвижения во времени пласт-х и закачиваемых вод, объем остаточ запасов, состояние пластового давления, а также эф-ть системы ППД. Участки, на кот действует система ППД будет хар-ся стабильно высокими давлениями и стабильными отборами жидкости.

Часть геолого-промысловых параметров хар-ся абсолютными значениями. Это добычи нефти, газа, жидкости за определенный период. Многие параметры удобнее отражать в виде средних значений, как например, ср дебит по скв, ср пластовое давление, ср обводненность продукции, ср приемистость скв-н нагнетательных. Состояние геолого-технологического комплекса часто хар-ют интегральными показателями, т.е. изменения накопленной добычи нефти, накопл-х объемов закачки воды, накопленных объемов закачки попутной воды. Для наглядности строят графики изменения динамики абс-х и ср значений во времени. В рез-те комплексной обработки всех этих материалов уточняются и периодически опред-ся адекватная или фактич модель залежи. В этой модели должны быть отражены режим залежи, остаточные запасы, их величина и размещение, распределение пластового давления по залежи, охват залежи заводнением.ю хар-р продвижения контура нефтеносности, взаимод-я отдельных уч-в мест-я. Последнее необходимо выделить недостаточно охваченные разработкой уч-ки и в послед-м изменить систему заводнения.