авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа

-- [ Страница 2 ] --

Анализ текущего отбора жидкости по месторождению приводит к аналогичному выводу. Возрастание обводненности продукции происходит также неоднородно и контролируется блоковым строением месторождения. Наиболее быстро обводняются скважины, локализованные в западной и восточной блоках месторождения, при преобладающем северо-восточном тренде. Направление тренда согласовано с тектоническими нарушениями.

Таким образом, месторождение Кисимбай является достаточно хорошим объектом исследований причин проявления анизотропии проницаемости и разработки методики ее оценки.

Для решения проблемы разработки методических основ определения пространственной ориентации и величины анизотропии проницаемости были проанализированы петрофизические особенности коллекторов месторождения Кисимбай по керну, уточнены петрофизические зависимости и константы для интерпретации данных каротажа, произведена переинтерпретация ГИС в поточечном режиме для последующего использования в современных программных средствах геологического и гидродинамического моделирования. Полученные данные использованы для оценки количественных параметров фильтрационной анизотропии пластов месторождения.

Для определения направления горизонтальной анизотропии проницаемости использованы материалы, полученные на основе интерпретации данных геофизических исследований скважин. Это обычная последовательность трансформации каротажных материалов с определением глинистости, общей и эффективной пористости, водонасыщенности и проницаемости пород сначала индивидуально по скважинам, а затем построение карт проницаемости по отдельным интервалам исследуемого коллектора по группам скважин.

Полученная в этом варианте картина (рис. 2) отражает анизотропию фильтрационных свойств по направлению и величине. Сравнительный анализ материалов гидродинамических (рис.1) и геофизических (рис.2) исследований показывает качественную схожесть фильтрационных свойств коллектора, отражающих его пространственную неоднородность. Для количественной оценки выполняется предварительная статистическая обработка карт с определением направленности изолиний проницаемости по отношению к географической системе координат. Итоговым материалом является стереограмма направленности изолиний проницаемости, главное направление которой рассматривается как направление анизотропии. Полученное в результате таких оценок направление изменяется в пределах 480 – 620 при средней величине 580 (рис. 3).

Рис. 2. Карта проницаемости верхнего Рис. 3. Стереограмма преобладающей

пропластка продуктивного пласта Кv1 направленности изолиний проницае-

месторождения Кисимбай мости пласта Кv1 и эллиптическая

аппроксимация анизотропии

При определении количественной характеристики анизотропии по экспериментальным данным используется эллиптическое приближение, при котором неоднородности фильтрационных свойств представляются направлением главной оси эллипса анизотропии проницаемости 0 и коэффициентом kHmax/kHmin, показывающим соотношение максимальной и минимальной проницаемостей (рис.3).

Полученные для месторождения Кисимбай оценки kHmax/kHmin изменяются в пределах 1.7 2.6 при средней величине 2.04.

Данная схема расчета также протестирована для Крапивинского месторождения Западной Сибири. На рис.4 представлены расчеты пространственного распределения заводнения, оцененного на основе исторических и расчетных данных. Расчетные данные построены на основе использования изотропной и анизотропной моделей с величиной анизотропии 1,72. Можно видеть, что характер заводнения согласно историческим показателям имеет эллиптическую форму и ориентирован в северо-восточном направлении. Это подтверждает присутствие анизотропии проницаемости в пласте и ее северо-восточную ориентацию. Изотропная модель дает почти круговую форму фронта заводнения, в то время как анизотропная модель – эллиптический фронт, более приближенный к реальной ситуации. Таким образом, определение анизотропии горизонтальной проницаемости вполне осуществимо путем сравнения исторических показателей и результатов моделирования.

 Сравнение характера заводнения продуктивного пласта по реальным и модельным-3

Рис.4. Сравнение характера заводнения продуктивного пласта по реальным и модельным данным с учетом изотропной и анизотропной моделей (величина обводненности указана в долях единицы)

На основании выполненных исследований предлагается следующая методика определения анизотропии горизонтальной проницаемости.

На начальной стадии разработки месторождения, когда отсутствует история обводненности продукции, необходимо использовать каротажные данные и ориентированный керн. Ориентация главной оси эллипса анизотропии определяется на основе картирования проницаемости, а величина отношения максимальной и минимальной проницаемостей определяется на основе измерений ориентированного керна.

На завершающей стадии разработки месторождения, когда прорыв воды к добывающим скважинам уже произошел, необходимо использовать как каротажные данные, так и данные по обводненности продукции. Каротажные данные используются для расчета проницаемости и определения ориентации анизотропии на основе карт. Затем путем сравнения расчетных и исторических величин обводненности продукции по скважинам определяются характеристики анизотропии, включая параметры направления главной оси эллипса и соотношения максимальной и минимальной проницаемостей.

Таким образом, предлагаемая методика использует доступные материалы и может считаться вполне реализуемой, а ее надежность и обоснованность определяется применением хорошо отработанных методов интерпретации результатов анализа.

2. Резко выраженная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств нефтепродуктивного пласта Кv1 валанжинского яруса месторождения Кисимбай обуславливается условиями осадконакопления и вторичной доломитизацией пород на участках развития зон трещиноватости, оперяющих основные тектонические нарушения.

По материалам сейсмических исследований и бурения структура месторождения Кисимбай по III отражающему горизонту представляет собой небольшую брахиантиклинальную складку размером 2,5 х 2,0 км. Структура осложнена сравнительно небольшими разрывными нарушениями, в северо-западном направлении экранирующими основные залежи углеводородов. Очень важным представляется тот факт, что массив горных пород, локализующих залежи, может находиться в напряженном состоянии под воздействием тектонических стрессов, локализованных в северо-западном направлении (рис.1). Это создает предпосылки для формирования горизонтальной анизотропии проницаемости в соответствии с системами сколовых трещин вследствие развиваемых касательных напряжений.

Наибольший интерес представляет разрабатываемый комплекс отложений валанжина, породы которого имеют сложную структуру межзернового пространства (рис.4).

Рис.4. Вторичное порообразование с системой изолированных доломитизированных карбонатных пор

Определение петрофизических параметров является одной из важнейших задач с точки зрения решаемой проблемы анализа пространственной фильтрационной анизотропии коллекторов месторождения. Анализ материалов изучения параметров керна показывает достаточно высокую степень изменчивости свойств пород в вертикальном направлении, обусловленную слоистым строением разреза с одной стороны и проявлением вторичных эпигенетических процессов преобразования пород.

Для объективной интерпретации материалов ГИС наиболее важной представляется оценка стандартного варианта корреляционных связей «пористость – проницаемость» с учетом влияния состава и вторичных изменений горных пород. Одним из очевидных факторов, определяющих тип и уравнения взаимосвязи, является карбонатность. Результаты исследований показывают, что при возрастании карбонатности свыше 80% пористость снижается до уровня обычно меньше 15% с падением проницаемости до величины менее 1 мД, что обусловлено проявлением закрытых поровых пространств вследствие процессов выщелачивания и доломитизации исходной карбонатной матрицы.

На наличие пространственных изменений горизонтальной проницаемости, указывает и проведенный анализ корреляционных связей «пористость-проницаемость» по керну. Изменение коэффициентов уравнений однозначно свидетельствует о существовании закономерных пространственных изменений проницаемости.

Эти факторы влияют на все без исключения петрофизические параметры горных пород. В свою очередь, изменение этих параметров приобретает черты характерной зональности, анализ которой позволяет соотнести между собой взаимодействие структурных, литологических факторов и факторов вторичных изменений. Рассмотрим последовательно особенности пространственного распределения петрофизических свойств пород, используя технологии поточечной интерпретации данных геофизических исследований скважин с опорой на лабораторные исследования керна. К основным петрофизическим параметрам, естественно, относятся объемная глинистость, эффективная пористость и проницаемость.

На рис.5,а представлена схема распределения глинистости по верхнему пропластку продуктивного горизонта. Объемная глинистость получена по материалам гамма-каротажа и усреднена на толщины пропластков, выделенных по каждой индивидуальной скважине. Очевидным является факт неоднородного распределения глинистости в пределах месторождения.

Распределение глинистости контролируется прежде всего структурным фактором – на своде локального поднятия глинистость понижена в отличие от крыльевых частей складки. Это может быть обусловлено особенностями процесса осадконакопления, так как общеизвестным является тот факт, что увеличение глинистых компонентов пород в нормальных условиях осадконакопления происходит в относительно пониженных участках погребенного рельефа бассейна.

При этом наблюдается приуроченность зон пониженной глинистости к участкам проявления тектонических нарушений. Одновременно и пространственное распределение параметра, выраженное в ориентировке и чередовании зон повышенной и пониженной глинистости, приобретает типичные анизотропные черты. Для пласта характерна северо-восточная направленность участков понижения глинистости, ориентированная под значительным дирекционным углом к разрывным нарушениям. Возможным объяснением этого явления могут быть вторичные изменения в коллекторе, сопровождающие системы трещин, оперяющие основные тектонические нарушения.

а б

Рис. 5. Схемы распределения объемной глинистости (а) и

эффективной пористости (б) верхнего пропластка продуктивного горизонта месторождения Кисимбай

Пространственное распределение эффективной пористости получено по результатам интерпретации материалов нейтронного и акустического каротажей с учетом поправки на глинистость горных пород и представлено на рис.5,б.

Так же, как и в случае глинистости, наблюдается неоднородное распределение пористости в пределах анализируемого месторождения. Центральная часть площади объекта отличается повышенной пористостью в сравнении с краевыми.

Распределение пористости также контролируется структурным фактором – на своде локального поднятия пористость повышена в отличие от крыльевых частей складки. Это может быть обусловлено особенностями процесса осадконакопления и повышением трещиноватости в своде, как это имеет место для большинства нефтегазоносных месторождений. Приуроченность зон повышенной пористости к участкам проявления тектонических нарушений является очевидной. Одновременно и пространственное распределение параметра, выраженное в ориентировке и чередовании зон повышенной и пониженной пористости, приобретает характерные анизотропные черты. Для обоих пропластков характерна северо-восточная направленность участков повышения пористости, согласованная с разрывными нарушениями.

Анализ распределения проницаемости (рис.2) продуктивного горизонта показывает, что оно в целом повторяет основные черты пространственной зональности объемной глинистости и эффективной пористости.

Характерные черты этого явления состоят в следующем:

  1. Относительное повышение величины проницаемости на своде поднятия, согласованное со структурным планом и распределениями глинистости и эффективной пористости.
  2. Приуроченность к зонам тектонических разрывов и согласованность северо-восточной пространственной ориентировки изолиний проницаемости с направленностью плоскостей нарушений.
  3. Эллиптическая конфигурация изолиний проницаемости, отражающая направление улучшенной фильтрационной характеристики пласта.

Таким образом, материалы литолого-петрофизической характеристики месторождения Кисимбай устанавливают, что анизотропия проницаемости продуктивного пласта Кv1 обусловлена пространственной неоднородностью объемной глинистости, эффективной пористости, а также анизотропией ориентации межзернового пространства, трещин и каверн. При этом наблюдается приуроченность зон повышенной проницаемости к участкам тектонических нарушений. В целом, это является основанием для вывода о достоверности и обоснованности второго защищаемого положения диссертации. Основной объем материала по второму положению изложен в третьей главе диссертации.

3. Анизотропная флюидодинамическая модель месторождения Кисимбай, по сравнению с изотропной, более точно отражает закономерности перетоков жидкости в пределах изученного горизонта и позволяет вести обоснованную адаптацию эксплуатационных скважин.

Анализ состояния выработки запасов по месторождению Кисимбай выявил значительные отклонения текущего хода разработки от планируемого. В настоящее время фонд добывающих и нагнетательных скважин составляет 20 единиц, расположение которых определялось на основе принятой для месторождения схемы заводнения на основе использования изотропной гидродинамической модели.

Эффективность технологии с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. В свою очередь, степень охвата объекта разработки по площади и разрезу является основным фактором, влияющим на полноту выработки запасов. Процесс заводнения зависит от следующих геолого-геофизических факторов: фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства жидкостей, насыщающих пласты и закачиваемых в них. Показатели заводнения определяют следующие технологические факторы: параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах.

Сделанный анализ результатов расчетов обводненности, показателей вытеснения и прогнозируемых технологических показателей разработки на 50 лет на основе изотропной модели показывает, что коэффициент нефтеизвлечения в 2055 г. составит всего 0,28 при плановом значении – 0,41. Отсюда можно сделать вывод, что данная система разработки, основанная на изотропной гидродинамической модели, является крайне нерациональной и нуждается в корректировке. К этому следует добавить, что темп отбора запасов по месторождению на текущий момент является низким и составляет 2.4% от НИЗ, что ниже планового, при этом текущий коэффициент охвата по площади ниже проектного более чем в 2 раза, что еще раз указывает на необходимость уточнения геолого-гидродинамической модели и введения дополнительных нагнетательных скважин.

Для оценки влияния фильтрационной анизотропии на процесс эксплуатации месторождения необходимо было построить уточненную гидродинамическую модель, которая должна была учесть фактические данные по характеристикам пространственной неоднородности горизонтальной проницаемости.

Результаты расчетов по изотропной модели показали, что максимальная годовая добыча нефти достигается в 2005 году и составит 3,9 % от начальных извлекаемых запасов. К 2028 году при разработке месторождения текущий КИН составит 0,394 д.е.; обводненность продукции будет равна 87 %, что существенно ниже проектных. Следует отметить, что проектные показатели не были достигнуты в том числе и вследствие неэффективной разработки объекта, связанной с отставанием темпов бурения и закачки воды.

По анизотропной модели показатели разработки существенно лучше – максимальная годовая добыча нефти достигается в 2008 году и ее уровень составит 4,9 % от начальных извлекаемых запасов. К 2028 г. году текущий КИН составит 0,415 д.е. при сохранении уровня обводненности продукции.

На основании проведенного анизотропного гидродинамического моделирования был проведен анализ системы заводнения. С целью анализа эффективности системы заводнения и окончательного выбора скважин для оптимизации как нагнетательных, так и добывающих скважин с учетом характеристик анизотропии продуктивного пласта был использован подход, основанный на моделировании методом трубок тока. В результате моделирования были получены распределения потоков от нагнетательных скважин к добывающим, определено влияние каждой нагнетательной скважины на добывающие (рис. 6 и 7). На рисунках явно видны зоны, не вовлеченные в разработку, в которых в дальнейшем рекомендовано бурение дополнительных скважин. Так же видно, что скважины №№ 30 и 28 не имеют поддержки от нагнетательных скважин (рис.7). С целью поддержки этих скважин рекомендуется либо перевод высокообводненной скважины № 32 под закачку, либо бурение дополнительной нагнетательной скважины.

Рис.6. Схема распределения потоков от нагне- Рис. 7. Схема распределения пото-

тательных скважин к добывающим ков между скважинами (толщина

линий соответствует количеству

закачиваемой жидкости)

Проведенный анализ параметров обводненности продукции показывает, что рост доли воды в скважинах №№ 61, 34 и 46 происходит по-разному, отображая анизотропию горизонтальной проницаемости. На рис.8 приведены полученные расчетным путем по изотропной и анизотропной моделям характеристики обводненности продукции по одной из этих скважин, а также исторические данные по этой скважине.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.