геология нефти и газа методичка+ вопросы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При малой расчлененности пласта М(hэф) и М(hпр) определяют по конкретной скважине, a Wm и W k н , - по относительно однородной в геологическом отношении зоне, к которой приурочена данная скважина.

1 - номер расчетного участка;

2 - зоны отсутствия коллекторов;

3 - первоначальные внутренний и

внешний контуры нефтеносности;

Серафимовского месторождения

Карты геологической неоднородности, построенные с использованием для разнородных объектов, позволяют количественно оценить степень геологической неоднородности по различным участкам залежей и ее влияние на

дебиты нефти, продуктивность пластов, конечную и текущую нефтеотдачу.

При сопоставлении ранжированных рядов дебитов нефти и соответствующих значений kнеод по скважинам в зонах со значительной геологической неоднородностью наблюдаются высокие значения ранговой корреляции R, а в относительно однородных - низкие.

Таким образом, по картам геологической неоднородности можно выделить зоны, увеличение добычи нефти по которым возможно за счет изменения технологических режимов или за счет снижения влияния геологической неоднородности.

161

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кроме этого программный комплекс RMS обладает набором инструментов для трехмерного стохастического фациального моделирования и моделирования петрофизических параметров, которые отображают геологическую неоднородность продуктивного пласта.

Рис.12 Стохастический параметр пористости

162

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.13.Визуальное сравнение параметров неоднородности , полученные

разными методамиинтерполяции и стохастическими методом (вероятностные

распределения).

5. Использование показателей неоднородности при прогнозе

конечной и текущей нефтеотдачи

При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщенной геолого-

физической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчетах фильтрации с учетом характера коллекторов и насыщающих флюидов,

режима работы и величины запасов залежей.

По нефтяным залежам, характеризующимся водонапорным режимом и начальными балансовыми запасами нефти категорий А+В+С-менее 50 млн. т,

используют статистические зависимости, полученные в результате обработки данных по большому количеству месторождений, находящихся в различной стадии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием

163

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.

По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неоднородности коллекторов - в

сравнительно однородных и в неоднородных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффициентом песчанистости более 0,75, коэффициентом расчлененности менее 2,1 и числом характерных прослоев более трех;

карбонатные коллекторы по степени неоднородности отнесены к неоднородным.

По проницаемости для терригенных коллекторов выделены группы залежей, входящих в пределы проницаемости, •10'15 м2: 20-50; 50-100; 100-300; 300-800; более 800. Для карбонатных коллекторов ввиду ограниченности исходных данныхзалежи разделены по группам, входящим в интервалы проницаемости, •10-15 м2: 20-50; 50-100; более 100.

Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным залежам рекомендуется использовать графические зависимости, представленные на рис.14,15,16.

Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако,

как и любые корреляционные зависимости, они являются приближенными и характеризуются определенной погрешностью. При этом следует иметь в виду,

что наиболее надежные результаты дают левые и центральные части кривых,

менее надежные - правые, проведенные условно по аналогии с другими графиками.

При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости (например, для проницаемости 50 и-100-10-15м2 ) следует брать отсчеты по обеим зависимостям и значение нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчетов. При определении коэффициентов нефтеотдачи по данным графикам следует пользоваться только приведенными на них кривыми, не прибегая к их интерполяции и экстраполяции. Метод интерполяции между приведенными кривыми исключается ввиду того, что эти

164

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кривые показывают зависимость величины нефтеотдачи от соотношений вязкостей нефти и воды не для какого-то отдельного значения проницаемости, а

для ее интервалов. Метод экстраполяции предлагаемых кривых не рекомендуется ввиду того, что область больших соотношений вязкостей нефти и воды не подтверждена фактическими данными зависимости между указанными параметрами, и характер этой зависимости в данной области может быть иным, чем в области меньших соотношений вязкостей нефти и воды.

Шифр линий - проницаемость 10 -15 м2

Рис 14 График зависимости разрабатываемых при водонапорном режиме проектных коэффициентов нефтеотдачи η от соотношения вязкостей нефти и

различной проницаемостью,.

165

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Шифр линий - проницаемость 10 -15 м2

Рис.15. График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от

поровых коллекторов с различной проницаемостью, при водонапорном режиме.

Шифр линий - проницаемость 10 -15 м2

Рис.16. График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме (по «Временному методическому руководству» )

Авторами изложенной выше методики на основании обобщения большого геологического материала показано, что при одних и тех же вязкости нефти и проницаемости пласта величина конечной нефтеотдачи существенно зависит от неоднородности пласта, чем и объясняется неоднозначность ее прогноза. Для исключения этого недостатка созданы геологопромысловые модели с использованием комплексных показателей неоднородности для объектов 3 и 4 иерархических уровней.

Применение kнеод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики объекта разработки при прогнозе конечной нефтеотдачи регламентировано РД 39-1-199-79 . Используя kнеод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики и используя данные о текущей и конечной нефтеотдаче объектов, находящихся в поздней стадии разработки, с помощью регрессионного анализа получены простые статистические модели,

позволяющие прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачу при различной обводненности продукции в случае вытеснения нефти водой.

Аналитическое выражение модели:

0 (t) (t)kнеод k зап (17)

где A0 (t) - свободный член линейного уравнения в фиксированный момент времени; B(t) - коэффициент при геолого-технологических параметрах на фиксированный момент времени; kнеод комплексный показатель неоднородности; kзап коэффициент запаса нефти, приходящегося в среднем на одну скважину, равный отношению Qфакт. на скв. /300 тыс.т.

На рис.10 дано графическое отображение модели простейшей из серии адаптационных геологопромысловых моделей АГПМ , при обводненности продукции от 10 до 98 %. Технология разработки в некоторой мере учитывается с помощью коэффициента запаса, который вводится при превышении величины запасов нефти, приходящихся на скважину, свыше 300

тыс.т, а его введение по физическому смыслу характеризует увеличение

167

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

геологической неоднородности дренируемого скважиной объема.. АГПМ могут быть использованы для объектов на любом иерархическом уровне.

Шифр кривых - обводненность продукции, %

Рис.17. Пример графо-аналитического выражения простейшей геологопромысловой адаптационной модели для прогноза текущей и конечной

нефтеотдачи.

Эффективность применения kнеод для прогнозирования продуктивности нефтяных и газовых пластов, текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяных факторов и для идентификации объектов по геологической неоднородности при анализе разработки доказана на большом числе объектов разработки.

168

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.Определение показателей геологической неоднородности продуктивного пласта

6.1. Задание

Рассчитать по исходным данным показатели макро и микро геологической неоднородности пласта и комплексного показателя неоднородности с отображением всех расчетов.

Обобщить результаты в выводе, где указать на основе анализа полученной в ходе выполнения работы информации:

Проанализировать исходные данные по табл. 1-5.

Дать определение геологической неоднородности различного иерархического уровня (утра-, микро-, макро-, мезо-, метанеоднородности)

Методы получения исходных данных;

Степень геологической неоднородности пласта (как рассчитываются 8

коэффициентов и как по ним оценить однородный пласт или нет, какие коэф.

позволяют оценить неоднородность на каждом иерархическом уровне);

Какие показатели геологической неоднородности не удалось определить;

Какие дополнительные исследования и исходные данные необходимы для полной геологической характеристики рассматриваемого пласта;

Как характеризует исследуемый продуктивный пласт комплексный показатель неоднородности;

Значение и использование каждого коэффициента неоднородности для решения задач, связанных для условий разработки, обеспечивающих эффективную эксплуатацию месторождений нефти и газа;

Задачи, решаемые с использованием комплексного показателя неоднородности.

169

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.2.Исходные данные для расчетов

Даны в таблицах 1,2,3,4,5. по проведенным исследованиям в скважинах за номерами (столбец 1), альтитуде скважин в м ( столбец 2), глубине залегания кровли продуктивного пласта в м (столбец 3), величинам открытой пористости m в % (столбец 4), величинам нефтенасыщенности Кн в % (столбец 5),

величинам суммарной толщине пласта h в м(столбец 6), величинам нефтенасыщенной толщине hн в м (столбец 7)), величинам толщин пропластков hпропл в м.(столбец 8)

По продуктивному пласту:

Qфакт.на скв.=161 тыс тонн;

W%= 92%;

Средняя проницаемость порядка 600 мд; µн= 8 мПа с

170