Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения
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 2.2Параметры 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 2.3Характеристика 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 2.4Сопоставление 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 |
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 |
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