Автореферат (1172959), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Вероятно, именноих пустотность определяется по ГИС, их в редких случаях удается наблюдать накерне. Роль второй среды они не играют, так как обмен флюидами осуществляется крайне быстро.20Рисунок 7 – Микротрещины в масштабе кернаВсе описанные типы трещин содержат относительно небольшие запасы УВи являются так называемой быстрой средой.Основные запасы УВ содержаться в зонах повышенной емкости, приуроченных к пересечению нескольких систем трещин, меланжа.
Как не парадоксально, даже при полностью случайном распределении трещин всегда находятсяучастки, характеризующиеся повышенной и пониженной густотой. Участкис повышенной густотой и являются центрами, вокруг которых образуются зоныпитания. Таким образом, общая гипотеза о строении пустотного пространстваколлектора залежей фундамента сводится к следующему (Рисунок 8).Рисунок 8 – Общая гипотеза о строении пустотного пространстваколлектора залежей фундамента21Зоны питания спорадически расположены в теле массива в местах повышенной густоты трещин, в том числе пересечения крупных разломов.
Зоны питания соединены друг с другом крупными трещинами второй и третьей групп. Первая группа трещин может являться флюидоупором, особенно в нижних частяхзалежи. Четвертая, обладая некоторой емкостью не оказывает значимого влиянияна характер фильтрации и выработки запасов.Основной информацией для построения согласованных моделей сложнопостроенных залежей с локальными объектами типа «трещина» являются:– результаты сейсморазведочных работ 3D;– результаты специальной обработки термогидродинамических исследований скважин (СОТГДИС, ПГИ, PLT);– данные о добыче;– величина утвержденных геологических запасов нефти (оценка запасов методом материального баланса);– результаты исследований пластового микросканера (FMS/FMS и аналогичный).На первом этапе проводиться обработка всех термогидродинамических исследований скважин с использованием специального термогидродинамическогосимулятораоколоскважинногопространствапотехнологииСОТГДИС.В результате определяются места и характер притоков флюидов к стволу скважины, углы падения, длины и раскрытости питающих трещин.
Данный вид обработки основан на термогидродинамическом моделировании потоков флюидов по эффективным трещинам в околоскважинном пространстве и решении обратнойзадачи. Адаптируемыми параметрами служат углы наклона, длины и раскрытоститрещин.Необходимо обратить внимание, что если в залежь осуществлена закачкабольшого объема агента, отличной от начальной пластовой температуры, то необходимо провести промежуточное термогидродинамическое моделирование в целях определения теплового поля на любой момент истории. Это необходимо длякорректировки интерпретации ТГДИ на величину изменения теплового поля, вызванного закачкой.Результатом выполнения работ на данном этапе являются данные о местах ихарактере притока флюида в скважину, а также углы, раскрытости и длины пита22ющих скважину трещин (Рисунок 9).
При наличии информации об ориентациитрещин можно было бы приступить к их интеграции в геологическую модель, носуществующая исследовательская аппаратура таких данных не предоставляет.Рисунок 9 – Типичный вид распределения теплового поля в околоскважинном пространстветрещинного коллектора по результатам интерпретации СОТГДИСНа втором этапе проводится обоснование выбора сейсмического атрибутапутем оценки статистических показателей возможных решений. Из доступных атрибутов выбирается наиболее достоверный, обеспечивающий максимальное количество однозначных решений. Под однозначным решением понимается наличие одного или двух возможных решений, т. е.
совпадения ячейки с заданнымзначением атрибута и геометрии трещины. Вариант с двумя решениями означаетпопадание в зону питания, предоставляющую собой линейный объект, проходя23щий в непосредственной близости от скважины и являющейся хордой на радиусе,описываемом трещиной. Результаты выбора сейсмического атрибута представлены на рисунке 10.абвгРисунок 10 – Пример решения задачи по поиску зон разуплотнения:а – единственное решение; б – геологический объект локализован; в – геологическийобъект не локализован; г – трехмерная визуализация связи скважины с зоной питанияНа третьем этапе по каждой скважине выполняют обоснование предельногозначения атрибута, при котором среда будет считаться коллектором, соблюдаяусловия сохранения взаимосвязи зон питания (дальних концов трещин) со скважиной (точкой притока).
Первоначально предельные значения для каждой скважины устанавливаются на заранее установленном уровне (максимальном, среднем, минимальном и т. д.) для сопоставимости по всей залежи. Разная величина24предельного значения атрибута вызвана неоднородностью сейсмического поля поплощади и разрезу, что может быть вызвано разными факторами, от петрофизического состава, до условий проведения полевых работ.На четвертом этапе строится двухмерный сплайн предельных значений сейсмического атрибута с узлами в местах расположения скважин. В дальнейшемадаптация гидродинамической модели проводится в том числе и по предельномузначению атрибута, при этом изменения предельного значения в одной скважинеобязательно изменяет этот параметр и в близлежащем межскважинном пространстве.На пятом этапе на основе статистических параметров трещин, полученныхранее, строятся тензоры фазовых проницаемостей.
Причем, чем меньше размергидродинамической сетки, тем меньшую роль играет использование тензорав гидродинамических расчетах, чем больше – тем использование тензора становиться критичнее.В итоге, вид гидродинамическая модель получается достаточно детальная,учитывающая крайне изменчивый характер ФЕС, а также максимально соответствующей направлению фильтрации по трещинам. Вид гидродинамической модели представлен на рисунке 11.Рисунок 11 – Пустотность после апскейлинга DFN на высоко детализированную сетку25В шестой главе рассмотрен усовершенствованный автором подходк применению метода материального баланса для оценки остаточных запасовв процессе разработки СПО.Одной из важных задач исследований в процессе разработки СПО являютсяпериодические оценки начальных, текущих и остаточных запасов залежи.
Приэтом СПО, связанные с залежами в кристаллических породах, характеризуютсяпрактически отсутствием первично пористой матрицы. В этом случае традиционный подход к оценке запасов затруднен из-за сложности геометризации и определения параметров элементов подсчета, и лучшие результаты может дать методматериального баланса.Как известно, метод материального баланса, в общем, случае может бытьсформулирован следующим образом: количество углеводородов, находящихся взалежи до начала разработки, равно количеству извлеченных плюс количествооставшихся в залежи углеводородов на любую произвольную дату разработки.Поскольку количество углеводородов может быть выражено как через ихмассу, так и через занимаемый ими объем, баланс может быть составлен по данным о массе углеводородов и их объеме.В общем виде выражение массового баланса определяется соотношением (2):Мо = Мн + Мост = const(2)где Мо – начальные геологические запасы нефти (газа), т; Мн – накопленная добыча нефти (газа), т; Мост – остаточные геологические запасы нефти (газа), т.Формула объемного баланса имеет вид (3):Qo = Qн + Qост = const(3)где Qо – начальные геологические запасы нефти (газа), приведенные к стандартным условиям, м3; Qн – накопленная добыча нефти (газа), приведенная к стандартным условиям, м3; Qост – остаточные геологические запасы нефти (газа),приведенные к стандартным условиям, м3.Уравнения для определения запасов нефти могут быть выведены из следующих предположений: постоянство объема пор; баланс растворенного газа; баланс добытых и оставшихся углеводородов и др.
Уравнения баланса энергии могут быть записаны также для любого компонента углеводородной смеси.Классификация вариантов метода материального баланса, по существу,должна определяться классификацией режимов работы залежей нефти и газа. Приэтом должны учитываться не только преобладающие, но и весь комплекс сил,способствующих извлечению нефти из пласта.26Автором предлагается новый подход к использованию метода материального баланса для оценки начальных запасов нефти замкнутой залежи, не содержащей изначально газовой шапки. Предлагаемый метод отличается тем, что оценкаведется в терминах плотностей фаз и их зависимости от давления и температуры.Формулы для оценки запасов приводятся отдельно для режимов разработки:1) упругий режим – линейное приближение, 2) упругий режим – нелинейный подход, 3) режим с поддержанием пластового давления посредством закачки воды –нелинейный подход.1.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
