Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

дипломная работа

2.2 Цифровая фильтрационная модель месторождения

Создание цифровой фильтрационной модели (ЦФМ) Хасырейского месторождения позволило решить следующие задачи:

- анализ эффективности существующей системы разработки

- определение наиболее эффективного способа разработки;

- определение прогнозных уровней добычи нефти;

- Анализ необходимости дальнейшей доразведки месторождения

Выбор типа моделей.

Для адекватного отображения фильтрационных процессов, протекающих в ходе разработки Хасырейского месторождения, была выбрана модель с двойной пористостью и двойной проницаемостью.

В пластах трещиновато-порового типа флюиды находятся в двух связанных между собой системах:

- матрица породы - занимает основную часть объема пласта, характеризуется низкой проницаемостью, в матрице в большей мере проявляется действие капиллярных сил;

- трещины в породе - обладают высокой проницаемостью, более низкой емкостью пустотного пространства, высокой проницаемостной анизотропией, малой зависимостью от капиллярных сил.

В модели двойной пористости/проницаемости течение в пласте происходит:

- между соседними ячейками трещины;

- между каждой ячейкой матрицы и связанной с ней ячейкой трещины;

- для режима двойной проницаемости - между соседними ячейками матрицы.

Корректное описание вытеснения нефти из матрицы в трещины требует учета гравитационного дренирования, что и было реализовано.

2.2.1 Создание математической модели расчета фильтрационных процессов на Хасырейском месторождении

Создание сетки, укрупнение и схема выделения слоев

Фильтрационная модель содержит 58Ч278 блоков по латерали. Геометрия месторождения задается регулярной неравномерной сеткой, осложняемой разломами смещения. Размер ячеек по направлению оси Y равен 100 м, по направлению оси X в интервале от 1,5 м до 300 м. В силу особенностей алгоритмов построения сетки в ПК «Petrel» ячейки с малыми размерами, как правило, находятся в районе разломов и в областях с большими углами наклона кровли.

После ремасштабирования геологической модели в ЦФМ все слои, относящиеся к ангидрито-доломитовой пачке (D1ad), были объединены в один слой - первый цикл гидродинамический модели, глинисто-доломитовая пачка (D1gd) также представляет собой один цикл - второй. Данные слои характеризуются низкой проводящей способностью трещин. Слои, относящиеся к доломитовой пачке (D1dol) были укрупнены в 12 циклов. Они составили с 3-го по 14-й слои модели. Силур (S2gr) представляет собой один цикл - 15-й слой модели.

Для моделирования двойной пористости с каждым блоком геометрической сетки связываются две ячейки моделирования, которые описывают матрицу и трещины. При этом их пространственное положение совпадает. В связи с этим производится удвоение числа ячеек.

В итоге была получена гидродинамическая модель Хасырейского месторождения (рисунок 2.4), с размерами сетки указанными в таблице 2.2.

Размеры в среднем по вертикали резко различается по слоям. Верхние - ангидритодоломитовая D1ad и глинисто-доломитовая пачка - D1gd пачки - имеют высоту в среднем 62 и 63 м. Нижний слой - верхнесилурийский S2gr имеют высоту в среднем 121 м. Остальные слои модели имеют средние высоты от 7 м (7-й цикл) до 33,5 м (4-й цикл).

"right"> Таблица 2.2

Параметры фильтрационной модели Хасырейского месторождения

Геологическая модель

Фильтрационная модель

размерность модели

средний размер ячейки

размерность модели

средний размер ячейки

58Ч278Ч738

100Ч100Ч0,5 м

58Ч278Ч15

99Ч103Ч26,9 м

Рисунок 2.4 - Трехмерная сетка пластов D1, S2gr Хасырейского месторождения (пористость матрицы)

Геолого-промысловые данные, индикаторные исследования и математическое моделирование позволили выделить непроницаемые разломы. Они моделировались заданием 0-го множителя на проводимость через соответствующие грани ячеек.

Модифицированные функции (МФ) ОФП по фазам вода - нефть.

В основе гидродинамической модели Хасырейского месторождения лежит модель двойной пористости-проницаемости, следовательно, относительные фазовые проницаемости в этой модели должны описывать как потоки в трещинах, так и в матрице.

При моделировании для трещин относительные фазовые проницаемости выбирались по стандартной методике с учетом влияния капиллярных и гравитационных сил. Модифицированные ОФП для трещин показаны на рисунке 2.5 Доля защемленной воды и остаточная нефтенасыщенность для трещин приняты равными 0,1 доли ед.

Рисунок 2.5 - ОФП вода-нефть для трещин

Значение минимальной водонасыщенности для матрицы принято для D1gd - 0,32 доли ед., для D1ad, D1dol и S2gr равно 0,16 доли ед. Для получения нормированных значений ОФП использовались эффективные проницаемости по нефти, что было вызвано отсутствием качественных экспериментов на керне. Модифицированные ОФП для матрицы показаны на рисунке 2.6 зависимость ОФП от водонасыщенности дана в таблице 2.3.

Рисунок 2.6 - Модифицированные функции ОФП вода-нефть для матрицы для пачек а) D1gd; б) D1dol, S2gr и D1ad

"right"> Таблица 2.3

Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей (вода-нефть)

Матрица D1gd

Матрица D1dol, D1ad, S2gr

Трещины

Средняя насыщенность водой, доли ед.

Фазовая проницаемость для воды, доли ед.

Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.

Средняя насыщенность водой, доли ед.

Фазовая проницаемость для воды, доли ед.

Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.

Средняя насыщенность водой, доли ед.

Фазовая проницаемость для воды, доли ед.

Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.

0,34

0

1

0,16

0

1

0,1

0

1

0,351

0,004

0,833

0,176

0,01

0,837

0,15

0,04

0,694

0,381

0,009

0,598

0,191

0,017

0,675

0,2

0,084

0,419

0,414

0,015

0,357

0,21

0,02

0,505

0,3

0,194

0,19

0,442

0,031

0,175

0,25

0,025

0,305

0,4

0,292

0,105

0,49

0,057

0,115

0,275

0,032

0,197

0,5

0,398

0,071

0,551

0,105

0,047

0,305

0,041

0,133

0,6

0,532

0,056

0,612

0,186

0,017

0,32

0,05

0,112

0,7

0,674

0,04

0,732

0,595

0,007

0,333

0,054

0,098

0,8

0,846

0,029

0,736

0,598

0,002

0,37

0,0671

0,073

0,9

1

0

0,74

0,6

0

0,386

0,073

0,062

-

-

-

Уточнение параметров фильтрационной модели на основе анализа истории разработки.

Целью адаптации модели было добиться адекватного описания процессов фильтрации. Критерием качества адаптации являлось соответствие следующих расчетных параметров фактическим: дебиты жидкости и приемистости по скважинам, динамика обводненности по скважинам, динамика пластового давления.

Первым этапом производилась адаптация дебита жидкости и объема закачки скважин. При необходимости корректировались значения проницаемостей трещин вблизи скважин. На данном этапе внесения значительных изменений в модель не потребовалось.

На втором этапе адаптировалось распространение воды в резервуаре. Важной информацией при адаптации служили сведения о взаимовлиянии добывающих и нагнетательных скважин, установленные на основе геолого-промысловых данных (ПГИ, ГДИС, фактические показатели работы скважин, индикаторные исследования). Дополнительно привлекался анализ химического состава добываемой воды для определения обводнения скважин. Основным инструментом адаптации ФМ Хасырейского месторождения являлось уточнение анизотропии проницаемости и пустотности (объема) трещин. Это связано с тем, что течение в пластах происходит преимущественно по трещинам, где проницаемость много выше проницаемости по матрице.

Результаты адаптации фильтрационной модели Хасырейского месторождения приведены на рисунках 2.7-2.11, таблицах 2.4-2.8.

В таблице 2.4 сопоставляются фактические и расчетные технологические показатели истории разработки. В таблице 2.5 представлено сопоставление физико-химических свойств флюидов. В таблице 2.6 - сопоставление параметров геологической модели с фильтрационной моделью.

"right">Таблица 2.4

Сопоставление фактических и расчетных технологических показателей истории разработки

Годы

Фонд работающих, добывающих скважин

Фонд работающих нагнет. скважин

Добыча нефти, тыс. т

Добыча жидкости, тыс. т

Закачка воды, тыс. т

Пластовое давление, МПа

Факт.

Расч.

Факт.

Расч.

Факт.

Расч.

Расхожд. %

Факт.

Расч.

Расхожд. %

Факт.

Расч.

Расхожд. %

Факт.

Расч.

2007

6

6

0

0

195

196

0,26

196

196

0

0

0

-

24,4

24,2

2008

12

12

1

1

705

708

0,41

709

708

0,14

12

12

-

22,1

21,4

2009

31

31

1

1

1499

1506

0,48

1508

1507

0,07

254

254

-

19,6

19,1

2010

40

40

9

9

2252

2253

0,04

2308

2303

0,22

1171

1171

-

17,8

17,5

2011

49

49

13

13

2519

2538

0,78

2975

2968

0,23

3085

3085

-

16,9

16,9

2012

55

55

14

14

2540

2581

1,64

3489

3484

0,14

2773

2773

-

15,6

15,9

2013

57

57

14

14

2189

2253

2,92

3617

3605

0,33

2738

2738

-

14,8

15,0

"right">Таблица 2.5

Сопоставление утвержденных физико-химических свойств флюидов и принятых в фильтрационной модели

Параметр

Ед. изм.

Подсчет запасов

Фильтр. модель

Расхождение

абс. ед.

%

Плотность нефти в поверхностных условиях

т/м3

0,869

0,869

0

0

Плотность нефти в пластовых условиях

т/м3

0,775

0,775

0

0

Плотность воды в пластовых условиях

т/м3

1,111

1,111

0

0

Плотность газа в пластовых условиях

т/м3

-

170

-

-

Объёмный коэффициент нефти

доли ед.

1,243

1,243

0

0

Объёмный коэффициент газа

доли ед.

-

0,004

0

0

Давление насыщения нефти газом

МПа

20,1

20,1

0

0

Газосодержание нефти

м3/ т

117,0

117,0

0

0

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа*с

2,34

2,34

0

0

Вязкость воды в пластовых условиях

мПа*с

0,97

0,97

0

0

Вязкость газа в пластовых условиях

мПа*с

-

0,10

0

0

"right">Таблица 2.6

Сопоставление параметров геологической модели с трехмерной фильтрационной моделью

Параметр

Геолог. модель

Фильтр. модель

Расхождение

абс.ед.

%

Эффективная толщина, м

минимум

0,5

8,8

максимум

128,6

127,3

1,3

1

среднее

47,0

49,4

2,4

5

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м

минимум

0,23

0,13

0,10

43

максимум

107,6

127,3

19,7

18

среднее

45

43

2

4

Коэффициент песчанистости, доли ед.

минимум

0,02

0,00

максимум

0,18

0,21

0,03

16,7

среднее

0,11

0,12

0,01

8

Коэффициент пористости, доли ед.

минимум

0,04

0,00

максимум

0,18

0,16

0,02

11

среднее

0,07

0,07

0,000

0

Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.

минимум

0,60

0,16

-

-

максимум

0,886

0,836

0,050

5,6

среднее

0,814

0,786

0,028

3,4

На рисунке 2.7 приводится среднесуточная добыча нефти, рассчитанная по модели в сопоставлении с фактическими данными за всю историю разработки.

Рисунок 2.7 - Динамика дебита нефти для Хасырейского месторождения

На рисунке 2.8 показана обводненность продукции (факт, расчет).

Рисунок 2.8 - Обводненность продукции для Хасырейского месторождения

На рисунке 2.9 приведено сравнение давлений фактического (по замерам - средневзвешенного по площади) по модели.

Рисунок 2.10 - Сравнение пластовых давлений для Хасырейского месторождения

На рисунках 2.11 и 2.12 приведены модельные распределения нефтенасыщенности по трещинам и по матрице.

Рисунок 2.11 - Распределение нефтенасыщенности а) по трещинам на 01.01.2014. Модель Хасырейского месторождения

Рисунок 2.11 - Распределение нефтенасыщенности б) по матрице на 01.01.2014. Модель Хасырейского месторождения

геофизический литологический хасырейский нефтяной

Делись добром ;)