Модели физико-химических методов повышения нефтеотдачи.

Модели неизотермической фильтрации используются для описания процессов извлечения нефти с применением различных теплоносителей (горячей воды, пара, очага внутрипластового горения). Эти технологии используются, в основном, для добычи высоковязких нефтей и битумов. При неизотермической фильтрации свойства и состав флюидов и фазовые проницаемости зависят еще от одной переменной - температуры.

 

 

 

(12) 39. Постоянно- действующие модели. Методы и цель создания.

 

Основная цель построения ПДГТМ – обеспечение максимальной прибыли от добычи углеводородов на основе совершенствования разработки месторождения и рационального использования запасов последнего. Увеличение прибыли достигается через наиболее эффективное использование исходной геолого-промысловой информации, оптимизацию элементов системы разработки: конструкцию и размещение скважин, конфигурацию и параметры газосборных систем (ГСС), установления оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин, выбора систем подготовки газа.

Определение ПДГТМ, составные части и структура Под ПДГТМ понимается программный комплекс, состоящий из организованной в БД исходной геологической, физической и промысловой информации, 3-х мерной геологической модели, гидродинамической и промысловой моделей, дополненный алгоритмами адаптации моделей по данным истории разработки, добычи, гидродинамических и специальных исследований, а также расчетом экономических показателей для принятия оперативных решений и обоснования рационального варианта разработки месторождения.

Из определения ПДГТМ вытекают ее составные части.

• Геологическая и промысловые базы данных с историей добычи, энергетикой пласта и динамикой отборов и давлений в системе сбора.

• Программное обеспечение, позволяющее анализировать геолого-геофизическую и петрофизическую информацию: ГИС, сейсмику, результаты анализа керна, физических свойств пластовых флюидов и обосновать основные положения геологической модели.

• Программное обеспечение для построения трехмерных геологических сеточных моделей, насыщения их параметрами. Построение гидродинамических сеток и перенос на них геологических параметров.

• Гидродинамические модели продуктивных пластов.

• Математические модели, описывающие системы добычи, промысловый транспорт углеводородов и промысловую структуру, включающую УКПГ, ДКС, МПК и головные сооружения.

Перечисленные составные части составляют основу ПДГТМ, которая может дополняться специальными программами или моделями для решения, например, обратных задач теории разработки, поиску оптимального размещения эксплуатационных скважин и распределения добычи.

Таким образом, геолого-технологические модели должны обеспечивать как оптимизацию и оперативное управление отдельных элементов системы разработки и добычи, так и комплексное моделирование процесса разработки месторождения в целом. Решение последней задачи обеспечивается управляющей программой для расчета прогнозных показателей разработки всего месторождения в целом, которая должна соединять воедино все составляющие модели (гидродинамическую, скважин, ГСС, УКПГ, ДКС, МПК и головных сооружений) с учетом смены граничных условий для периодов разработки месторождения.

Геологическая БД должна включать как первичную, так и результирующую геолого-петрофизическую информацию плюс состав и свойства пластовых флюидов: координаты устьев и инклинометрия стволов скважин с глубинами пласто-пересечений, исходные и обработанные кривые ГИС (в LAS формате), данные сейсмических исследований, результаты исследований пластовых флюидов и т.п. (см. табл. 3.1).

Промысловая БД включает описание конструкций скважин (длины и диаметры обсадных колонн, НКТ, интервалы перфораций, внутрискважинное оборудование), конфигурации (графа) систем сбора газа, параметров ДКС, МПК, УКПГ и их изменения во времени. В нее входят описания всех текущих и капитальных ремонтов скважин и оборудования, отражающих историю и текущее состояние системы разработки и добычи. Как правило, отдельная БД создается под ПГИ и исследования скважин при установившихся и неустановившихся режимах. БД истории разработки содержит всю исходную информацию с инструментальными замерами дебитов, динамических и статических давлений в скважинах, лежащих в основе расчетов месячных эксплуатационных отчетов и энергетического состояния залежи. В эту базу данных целесообразно включать также выходную информацию в виде месячных эксплуатационных отчетов, фондов скважин, устьевых, забойных и пластовых давлений, необходимых для построения карт разработки и изобар.

На основе геологической БД решаются различные прикладные задачи, позволяющие производить картопостроение, строить трехмерные геологические модели, проводить подсчет запасов газа объемным методом, готовить геологическую основу для гидродинамического моделирования. Оперативное уточнение геологической модели на основе скважинного контроля позволяет осуществлять успешное эксплуатационное бурение при реализации принципа «от известного к неизвестному».

Промысловая БД лежит в основе как оперативных, так и прогнозных расчетов распределения дебитов скважин, потоков и давлений в системе сбора и промыслового транспорта углеводородов и оптимизации последней.

Детальные модели ГСС, МПК и ДКС, построенные на основе нестационарных задач, работающие в режиме реального времени, направлены на оперативное управление добычей газа. Эти модели целесообразно применять для настройки упрощенных стационарных моделей, используемых в ПДГТМ.

Долгосрочный прогноз показателей разработки, проведение многовариантных расчетов осуществляется на базе нестационарной для пласта и стационарных моделей ГСС, МПК и ДКС, увязанных управляющей программой в единую геолого-технологическую модель.

Базы данных с текущими и капитальными ремонтами скважин, промысловыми геофизическими и гидродинамическими исследованиями скважин позволяют осуществлять регулярную адаптацию этих моделей.

Предлагаемая структура и концепция построения ПДГТМ охватывает весь комплекс вопросов по разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатонефтяных месторождений.

(13) 40. Основные этапы создания гидродинамической модели месторождения.

1. Построение геологической модели

2. Задание свойств флюидов

3. Ремасштабирование геологической модели

4. Выбор математической модели(2х,3х фазная, давление, проницаемость, насыщенность, межфазовое взаимодействие, многокомпонентный состав, изотермическая, не изотермическая)

5. Задание граничных условий(давление (постоянное или изменяющееся), условие непротекания (расход каждой фазы равен нулю), расход одной из фаз (обычно нефти), расход жидкости (нефть+вода), суммарный расход (нефть+вода+газ)

6. Проведение расчета

7. Сравнение результатов расчета с фактическими данными или анализ с накопленным опытом.

8. Если не совпало:

8.1. адаптация модели (анализ исходных данных начиная с самих недостоверных)

8.2 Анализ чувствительности

8.3 Последние изменения параметров для получения фактических данных

 

 

(14) 41.Воспроизведение истории разработки. Основные методы.

Высокая степень неопределенности исходной информации при построении модели пласта делает необходимым этапом моделирования адаптацию модели по данным наблюдений. На этом этапе путем решения обратной задачи осуществляется идентификация основных фильтрационно - емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Этот процесс называется воспроизведением история разработки. Корректируются обычно те параметры, которые имеют наибольшую неопределенность и при этом сильнее влияют на решение; чаще всего это - абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициент продуктивности и приемистости скважин.

При воспроизведении истории разработки обычно известны фактические поля давлений, добыча и закачка каждого компонента по скважинам. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которые возникают в результате приложенного воздействия - заданной добычи и закачки скважин. Процедура идентификации параметров пласта может быть автоматизированной или осуществляться вручную. Каждый аз этих способов имеет свои достоинства а недостатки. Несмотря на высокую трудоемкость, наиболее часто используемым и предпочти тельным является способ ручной подгонки истории. В ходе ручного воспроизведения истории улучшается понимание процессов, происходящих в пласте; могут быть определены именно те параметры, к изменению которых наиболее чувствительна модель. В этом случае могут рассматриваться более сложные модели и в полной мере используются знания и опыт инженера. При автоматизированной подгонке производятся многократные расчеты по модели с целью отыскания тех значений выбранных параметров пласта, при которых разница между наблюдаемыми и расчетными показателями разработки минимальная. Поэтому при автоматизированном воспроизведении истории обычно используют упрощенные модели и ограничивают набор корректируемых параметров. Алгоритмы автоматизированной идентификации модели обычно основаны на поиске минимума функционала:

Здесь W_i - весовые коэффициенты, Х_i и Х_oi - расчетные в наблюдаемые значения показателей, по которым ведется подгонка. Это могут быть значения пластового давленая, обводненности и газового фактора по отдельным скважинам или по их группам на заданные моменты времени и т. д. Весовые коэффициенты обычно равны единице, но в зависимости от целей подгонки могут изменяться для того, чтобы обеспечить различное влияние отдельных факторов на результирующее решение.

Как известно, обратная задача для системы нелинейных дифференциальных уравнений может иметь не единственное решение, поэтому нельзя принимать найденные в результате идентификации значения параметров пласта в качестве истинных. Особенности строения пласта, выявленные в ходе воспроизведения истории разработки, должны быть непосредственно подтверждены или опровергнуты непосредственными исследованиями.

Даже при хорошей подгонке истории по имеющимся данным нет никакой гарантии, что новые фактические данные будут воспроизведены моделью без ее дополнительной корректировки. Поэтому при решении задачи идентификации модели необходимо использовать всю имеющуюся информацию в наиболее полном обьеме.

В целом процедуру воспроизведения истории разработки можно представить след, образом:

1. Определение целей воспроизведения истории. При воспроизведении истории проверяется и идентифицируется построенная модель пласта; могут быть уточнены особенности его строения, объем законтурной области; выявлены недостоверные исходные данные и параметры, к которым наиболее чувствительна модель; определены отклонения от нормальных, средних для данной площади, условий разработки, как в отдельных скважинах, так и на некоторых участках. Степень детальности идентификации моделей, которые будут использоваться только для прогноза интегральных показателей разработки или еще и для управления работой отдельных скважин, должна быть различной.

2. Выбор метода воспроизведения истории - ручного или автоматизированного определения целями работы, доступными временными и материальными ресурсами.

3. Выбор целевой функции при воспроизведении истории, т.е. фактических показателей разработки, которые будут подгоняться, и критерия успешности процедуры, осуществляется с учетом доступности и качества исходных данных о добыче и закачке и целей исследования.

4. Определение параметров пласта, которые могут быть заменены при воспроизведении истории.

5. Проведение многовариантных расчетов с целью идентификации модели.

 

(26) 42. Переход от геологической модели к гидродинамической. Процедура масштабирования (upscaling).

 

Информация о строения им свойствах пласта и насыщающих его жидкостей, о режимах и показателях работы скважин должна быть преобразована к виду, требуемому для ввода в модель фильтрации. Объем пласта рассматривается как упорядоченная совокупность блоков, каждому из которых приписывается по одному значению каждого параметра. Ввод свойств породы и флюидов для каждого расчетного блока, площадь сечения которого в горизонтальной плоскости определяется сотнями квадратных метров при толщине в несколько метров, является очень сложной и трудоемкой задачей. В результате построения фильтрационной модели должна быть создана разностная сетка, учитывающая все крупномасштабные детали строения пласта, зональную и слоистую неоднородность, систему размещения скважин.

Каждому блоку сетки присваивается значение абсолютной глубины кровли, общей и эффективной толщины, пористости, проницаемости в различных направлениях, насыщенности нефтью, водой и газом. Функции фазовых проницаемостей и капиллярного давления от насыщенности обычно задаются в табличном виде для различных зон пласта. В табличном виде в зависимости от давления при пластовой температуре задаются также физические свойства жидкостей (вязкости, объемные коэффициенты, растворимость газа в нефти и в воде, коэффициенты сжимаемости и другие свойства с учетом типа модели) и порового пространства (сжимаемость, возможно, проницаемость и др.). Плотности фаз задаются в стандартных условиях.

Начальное распределение давлений и насыщенностей в пласте может быть либо задано в виде известных значений для каждой ячейки модели, либо вычислено исходя из условия капиллярно - гравитационного равновесия.

На границах объекта моделирования (залежи, участка) обычно задаются перетоки флюидов или давления как функции времени. При моделировании активной водонапорной системы обычно определяется объем и упругий запас законтурной области. При схематизации пласта руководствуются формой залежи и границ зон замещения и выклинивания коллекторов. Сеточные блоки, оказавшиеся за пределами моделируемой области, исключаются из расчетов путем задания для них нулевой проницаемости или порового объема. Если пласт имеет разрывное строение, связанное с наличием глинистых перемычек, тектонических нарушений и т. д., то соответствующие поверхности моделируются как непроницаемые границы между областями. Если разлом является частично проницаемым, то это учитывается в модели введением специального коэффициента множителя для соответствующих межблочных проводимостей.

Для задания скважин указываются сеточные координаты, перечисляются ячейки, вскрываемые скважиной, в том или ином виде приводится коэффициент продуктивности, в зависимости от времени задается коэффициент эксплуатации и режим работы (забойное или устьевое давление, депрессия, дебиты фаз и т. п.)

Приведение данных, полученных разными методами исследований и характеризующихся разными масштабами осреднения к масштабу расчетных блоков (upscaling). Фактически задача масштабирования данных возникает на двух этапах моделирования пласта: во-первых, при распространении данных, полученных на керне, на расчетные блоки геологической модели, а во-вторых, при переходе от геологической модели к гидродинамической. Размерность геологических моделей, построенных по данным трехмерной сейсмики, может составлять миллионы расчетных блоков, тогда как размерность фильтрационной модели, как правило, на порядок меньше. Поэтому при переходе от одной модели к другой осуществляется укрупнение расчетных ячеек. Для определения эффективных характеристик укрупненных расчетных блоков используются различные методы усреднения н масштабирования данных. Это позволяет описывать неоднородный блок сложной структуры как однородный с эффективными параметрами. Задача определения эффективной пористости и насыщенности решается довольно просто: пористость усредняется по объему, а насыщенность - по поровому объему расчетного блока. Проблема усреднения проницаемости, и особенно относительных фазовых проницаемостей, является более сложной и до сих пор остается областью активных научных исследований.

(27) 43.Экспертная оценка при создании гидродинамической модели.

 

Использование имеющихся или построение новых геолого-технологических моделей осуществляется, как правило, в рамках регламентных работ: подсчета запасов, создании технологической схемы или проекта разработки. В этом случае приемка модели осуществляется в два этапа. Сначала проводится внутренняя экспертиза и рассмотрение результатов работ в организации – заказчике, а затем техническая экспертиза в рамках государственной экспертизы ГКЗ МПР или ЦКР Минэнерго. Экспертиза ПДГТМ как на этапе приемки Заказчиком, так и при рассмотрении технологических документов, подготовленных с использованием моделей, должна включать специалистов соответствующих областей, а также экспертов в в области построения геологических и технологических моделей разработки месторождений углеводородов. Степень обоснованности подсчета запасов, коэффициентов извлечения газа и конденсата, проектных решений, принимаемых на основе ПДГТМ, во многом зависит от адекватности моделей исследуемому объекту, достоверности и качеству исходной информации, применяемой в моделях. В связи с этим, экспертное заключение должно содержать следующие разделы:

· оценка достоверности моделей продуктивных пластов,

· оценка достоверности расчета ФЕС,

· оценка достоверности определения состава и свойств пластовых флюидов и их вариации по залежи,

· обоснованность принятых гидродинамических и технологических моделей,

· оценка достаточности и качества исходной промысловой информации, использованной для адаптации модели,

· обоснованность начального распределения пластовых давлений и температур,

· обоснованность алгоритмов и оценка качества адаптации фильтрационно-емкостных параметров продуктивного и водоносного пластов,

· обоснованность алгоритмов и оценка качества адаптации газодинамических сопротивлений систем добычи, промыслового транспорта и подготовки газа,

· обоснованность методики расчета прогнозных показателей разработки,

· обоснованность рассмотренных технологических режимов эксплуатации скважин, промыслового оборудования, методов интенсификации добычи и повышения газо и конденсатоотдачи пластов.

Заключение о достоверности ПДГТМ и качестве использованной информации дается отдельным пунктом протокола соответствующего органа (ЦКР МИНЭНЕРГО, ГКЗ РФ или соответствующими территориальными комиссиями).

 

(16) 44. Абсолютная проницаемость. Методы получения. Способ задания.

 

Проницаемость является наиболее изменчивым свойством коллектора, существенно влияющим на фильтрационные процессы и уровни добычи жидкости. Проницаемость определяется лабораторным путем по образцам породы, отобранным из пласта, либо по результатам гидродинамических исследований скважин. Если отсутствуют данные, полученные этими методами, пользуются регрессионным анализом и определяют проницаемость в зависимости от других известных параметров (например, пористости), причем коэффициенты уравнений регрессии находят по имеющейся информации для других областей пласта со сходными характеристиками.

Лабораторные измерения проницаемости основаны на измерении расхода Q жидкости или газа через образец пористой среды при заданном перепаде давления ΔР. Чтобы убедиться, что замеры производятся при ламинарном режиме фильтрации, можно задать несколько перепадов давления и построить график Q = Q(ΔР), который в этом случае является прямой линией, проходящей через начало координат. Искривление графика указывает на начало турбулентного режима. По наклону прямолинейного участка находят проницаемость k:

Здесь вязкость жидкости μ, площадь поперечного сечения S и длина L. образца являются известными параметрами. При интерпретации результатов лабораторных измерений и их использовании при моделировании необходимо учитывать, что при извлечении керна из скважины на поверхность все силы, действующие на образец породы, снимаются, что ведет к его расширению и изменению геометрии поровых каналов. Уменьшение проницаемости в пластовых условиях под действием давления вышележащих пород может достигать в некоторых случаях 60%.

Размеры кернов определяются десятками сантиметров, поэтому для суждения о распределении проницаемости в межскважинном пространстве данных лабораторных измерений недостаточно. Наиболее достоверную информацию об эффективной проницаемости пласта на масштабах, сопоставимых с расстояниями между скважинами, можно получить по результатам гидродинамических исследований скважин и гидропрослушивания (пьезометрии). В этом случае для определения параметров пласта решается обратная задача, и проницаемость определяется по данным поведения давления на упругом режиме фильтрации.

 

(17) 45.Относительные фазовые проницаемости при двухфазной фильтрации. Методы получения. Способ задания.

 

Насыщенность S_WC, при которой начинает двигаться вода, называется остаточной или насыщенностью, связанной водой. Насыщенность S_OR, при которой перестает двигаться вытесняемая фаза - нефть, называется остаточной нефтенасыщенностью. Соответственно, l - S_OR - максимальная водонасыщенность, при которой существует двухфазное течение. При S_W < S_WC фазовая проницаемость для воды

равна нулю. При S_W > l - S_OR фазовая проницаемость для нефти равна нулю. Аналогичный характер имеют зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности для двухфазных систем нефть-газ и газ-вода.

 

(18) 47.Относительные фазовые проницаемости при трехфазной фильтрации. Методы получения. Способ задания.

Определение относительных фазовых проницаемостей в случае трехфазной фильтрации является значительно более сложной задачей и соответствующие эксперименты проводятся достаточно редко. Практически фазовые проницаемости для трехфазной системы определяют по данным двухфазной фильтрации в системе нефть-вода и в системе нефть-газ. При этом предполагается, что вода - наиболее смачивающая фаза, а газ — наименее смачивающая фаза. Наибольшее распространение получили модели, предложенные Стоуном. Фазовые проницаемости для газа и воды в соответствии с (относительные фазовые проницаемости для воды и газа зависят только от соответствующей насыщенности: K_ГW = K_ГW (S_W), K_Гg = K_Гg (S_g) определяются по данным двухфазной фильтрации. Для простоты предполагается, что газонасыщенность защемленным газом равна нулю, т.е. газ вытесняется полностью. Зависимость K_Г0 = K_Г0 (S_g, S_g) фазовой проницаемости для нефти вводится с использованием нормализованных насыщенностей:

Здесь S_ом - остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой и газом одновременно. Экспериментально установлено, что остаточная нефтенасыщенность S_ом ниже, чем при вытеснении нефти водой. Причем величина S_ом снижается с увеличением газонасыщенности. Для учета этого фактора при модедировании предложена следующая зависимость:

Здесь S_orw - остаточная нефтенасsщенность а системе нефть-вода, S_org - остаточная нефтенасыщенность в системе нефть-газ.

В соответствии с первой моделью Стоуна относительная фазовая проницаемость для нефти предполагается равной:

Здесь K_row и K_rog - относительные фазовые проницаемости для нефти в системе нефть-вода и нефть-газ соответственно.

Вторая модель Стоуна основана на аналогии с течением в канале:

Последние зависимости точно отражают процессы в двухфазных системах только в случае, когда K_row(S_W) = K_rog (S_g).Для того чтобы снять это ограничение, фазовую проницаемость для нефти в системе нефть-газ получают в присутствии остаточной воды: K_rog = K_rog (S_g, S_W). Тогда первая модель может быть видоизменена следующим образом:

Здесь K_rocw = K_row (S_Wc) = K_rog (0, S_Wc) - относительная фазовая проницаемость для нефти при максимальной нефтенасыщенности.

Вторая модель Стоуна преобразуется к виду:

 

Зависимость K_rog = K_rog (S_g, S_W) обычно иллюстрируется с помощью треугольной диаграммы, которая представляет собой равносторонний треугольник с высотой 1. Каждой точке внутри треугольника соответствует трехфазная система, насыщенности фаз в которой определяются длинами перпендикуляров, опущенных из этой точки к сторонам треугольника, противолежащим вершинам, соответствующим 100%-ой насыщенности данной фазой. Для точки А отрезки, длины которых определяют насыщенности s_OA, s_WA, s_GA, показаны пунктиром. На диаграмме изображаются изолинии относительной фазовой проницаемости для нефти. Каждой точке фиксированной изолинии соответствует одно и то же значение относительной фазовой проницаемости.

 

(19) 48 Модель трехфазной фильтрации (Black oil).

Моделирование нефтегазовых залежей или процессов закачки газа в нефтяные пласты осуществляется с использованием модели трехфазной фильтрации. Наиболее распространенной является модель нелетучей нефти Маскета -Мереса (Black oil), в которой углеводородная система может быть аппроксимирована двумя компонентами; нелетучим (нефтью) и летучим (газом), растворимым в нефтяной фазе. Предполагается, что в пористой среде сосуществуют три отдельные фазы; вода, нефть и газ. Вода и нефть не смешиваются, не обмениваются массами и не меняют фазы. Газ растворим в нефти и нерастворим в воде. Предполагается, что флюиды в пласте находятся в состоянии

термодинамического равновесия при постоянной температуре.

Подстановка закона Дарси

в уравнения сохранения для трехфазной системы

дает

Для замыкания системы уравнений используются соотношения

 

(20) 48 Свойства флюидов и породы, учитываемые в модели трехфазной фильтрации (Black oil). Характерный вид зависимости.

Свойства флюидов. Функциями одного лишь давления при пластовой температуре и неизменном составе фаз являются объемные коэффициенты и растворимость газа в нефти, а также вязкости фаз. Объемный коэффициент газа обычно задастся в виде B_g=P_STC/P_g. Здееь P_STC - атмосферное давление.

Объемный коэффициент нефти - немонотонная функция давления. Он линейно возрастает от 1 до некоторого характерного значения B_ob при увеличении давления от атмосферного до давления насыщения нефти газом P_ob, а затем линейно убывает в соответствии с коэффициентом сжимаемости нефти. Рост объемного коэффициента в зависимости от давления при P < P_ob связан е увеличением количества растворенного газа. При давлении выше давления насыщения нефть ведет себя как слабосжимаемая жиддкость, для которой сжимаемость постоянна во всем рассматриваемом диапазоне давления.

Здесь B_lb значение объемного коэффициента при давлении насыщения P_lb Коэффициент сжимаемости нефти имеет величину порядка 10^-3 МГIа^-1. Коэффициент сжимаемости воды обычно меньше коэффициента сжимаемости нефти и имеет порядок 10^-4 МГIа^-1.

Коэффициент растворимости увеличивается от 0 до максимального значения R_b при возрастании давления от атмосферного до давления насыщения нефти газом P_ob, а затем сохраняет постоянное значение.

Вязкость нефти и газа сильно зависят от температуры. Зависимость от давления не очень существенная, поэтому при проведении гидродинамических расчетов изотермической фильтрации вязкости всех фаз зачастую полагают постоянными. Обычно все перечисленные зависимости определяют в лабораторных условиях путем анализа проб пластовых жидкостей.

Характерный вид этих функций.

Свойства породы. Для решения уравнений фильтрации должны быть заданы пористость, проницаемость, фазовые проницаемости и капиллярные давления. Изменение пористости в зависимости от пластового давления может быть задано в виде.

Здесь C_r - коэффициент сжимаемости породы. Обычно значение коэффициента сжимаемости породы сравнимо с соответствующим значением для воды.

Уравнение фильтрации слабосжимаемого флюида, известного как уравнение диффузии иди пьезопроводности:

Здесь η - коэффициент пьезопроводности.

 

(21) 50. Пористость и емкостные свойства пласта. Источники информации. Способ задания.

Наиболее современные методы построения геометрической модели залежи основаны на обработке результатов трехмерной сейсмики. Эти данные увязываются с результатами бурения и геофизических исследований скважин. В результате определяется местоположение отдельных структурных образований, формирующих пласт, границ залежей, тектонических нарушений. В модель вводятся абсолютные отметки кровли и подошвы пласта и отдельных слоев, соответствующие общие и эффективные толщины, песчанистость - отношение эффективной толщины к общей толщине пласта. Эффективная толщина представляет собой толщину коллектора, содержащего и фильтрующего пластовые жидкости, в отличие от общей толщины, включающей в себя также глинистые прослои. При подсчете запасов вводится также эффективная нефтенасыщенная толщина.

Все эти данные задаются в виде числовых массивов. Размерность массивов определяется количеством сеточных блоков. Каждому блоку расчетной модели приписываются любые два из трех параметров: отметка кровли, отметка подошвы или толщина. Если моделируемые слои не разделены перемычками, то кровля нижележащего слоя может совпадать с подошвой вышележащего. Кроме того, для каждого блока задается значение коэффициента песчанистости. Этот параметр подобно пористости ограничивает поровый объем блока.

Данные о пористости. Для определения пористости используют, в основном, геофизические данные и результаты лабораторного исследования керна.

Для оценки пористости применяются такие геофизические методы, как метод сопротивлений, акустический и нейтронный. Методом сопротивлений пористость определяется по отношению удельного электрического сопротивления водонасыщенного пласта к удельному сопротивлению насыщающей его воды. При использовании акустического метода регистрируется время прохождения звука через породу, которое зависит от содержания флюидов в поровом пространстве.

При измерении пористости в лаборатории обычно определяют любые два из трех параметров: общий объем образца V_обр, объем пор образца V_пор и объем зерен породы V_зер. Полная пористость m = V_пор / V_обр = (V_обр – V_зер)/ V_обр может быть на 5-6% выше открытой пористости, которая характеризует отношение суммарного объема открытых сообщающихся пор к общему объему образца. Открытая пористость коллекторов нефти и газа может достигать 35%, составляя по большинству залежей 12-25%.

Важным параметром для определения порового объема при моделировании динамических процессов является коэффициент сжимаемости породы, который характеризует изменение пористости в зависимости от давления m = m_b (1 + c_r (p - p_b)). Этот коэффициент обычно определяют при лабораторном исследовании керна или используют известные из литературы зависимости сжимаемости от пористости или от вертикального горного давления. Особенно актуальным учет сжимаемости породы становится при моделировании трещиноватых или трещиновато-поровых коллекторов, т.к. сжимаемость трещин может превышать сжимаемость пор на один-два порядка

 

 

(23)51. Данные о насыщенности и капиллярном давлении. Источники информации и способ задания.

Источниками информации о насыщенности пласта являются исследования керна и геофизические исследования, в частности результаты электрометрии скважин [2,50]. По керну начальная нефтенасыщенность и насыщенность связанной водой могут быть

определены путем взвешивания насыщенного и экстрагированного образца при известной пористости и плотностях флюидов. Но основным лабораторным методом является измерение капиллярного давления на образцах, отобранных при вскрытии раствором на

нефтяной основе с тем, чтобы минимизировать ошибки, связанные с изменением смачиваемости. Данные капиллярного давления увязываются с результатами электрометрии скважин, когда по замерам электрического сопротивления определяется характер насыщения пласта.

В модель обычно вводятся абсолютные отметки газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Предполагается, что на поверхности контакта соответствующее капиллярное давление равно нулю. Часто при моделировании пренебрегают переходной зоной и задают водонасыщенность выше ВНК, равной насыщенности связанной водой. Аналогично, выше ГНК нефтенасыщенность задается равной остаточной. Если переходная зона учитывается, то важно качественно определить функцию капиллярного давления, т. к. в этом случае по виду этой зависимости определяется начальное

распределение насыщенности по толщине пласта из условия капиллярно-гравитационного равновесия. В некоторых случаях при задании начальной насыщенности руководствуются корреляционными зависимостями между пористостью, насыщенностью и кривыми капиллярного давления, между абсолютной проницаемостью и насыщенностью связанной

водой и т. п., учитывая при этом результаты независимых определений пористости и проницаемости. Данные о капиллярном давлении обычно вводят в виде таблиц в зависимости от насыщенности, причем при численном моделировании задают конечное значение капиллярного давления на границе нефть- вода при насыщенности связанной водой и на границе нефть-газ при остаточной нефтенасыщенности.

(24,24) 52.53. Факторы, влияющие на определение размеров расчетных блоков.

Размер расчетного блока фильтрационной модели, которому приписывается одно значение каждого расчетного параметра (эффективной проницаемости, пористости, насыщенности, давления), определяется с учетом масштаба анализируемых фильтрационных процессов. При выборе размеров сеточных блоков необходимо

руководствоваться критериями:

• необходимой степени подробности фильтрационной модели;

• точности вычислений;

• возможностей вычислительной техники.

Сетка должна быть достаточно мелкой для того, чтобы с необходимой для целей исследования степенью подробности описывать геометрию пласта, изменчивость геолого-физических параметров коллектора и фильтрующихся флюидов, распределение

насыщенностей и давлений в пространстве и во времени. Размеры сеточных блоков и временного шага должны обеспечивать требуемую точность и устойчивость вычислений. При выборе шага учитывается расстояние между скважинами, возможность при необходим