Диссертация (1172960), страница 18

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 18)

Технология еерешения основана на компьютерном анализе множественной последовательностипрямых задач с использованием специального интеллектуально-эвристическогоалгоритма.Использование предложенной технологии дало следующие результаты:– опыт разработки залежей фундамента на месторождениях позволиликонцептуально представить геологические тела в виде зон разуплотнения(характеристика–средняяпроницаемостьснебольшойанизотропиейи относительно большими запасами нефти), соединенные транспортными зонами(характеристика – относительно низкие запасы нефти, большая проницаемостьс ярко выраженной анизотропией);– анизотропия проницаемости определяется ориентацией макротрещин;– после ввода скважин в эксплуатацию фиксируется аномалия термопрофиля– отличие исходного и текущего распределения температуры флюида по стволускважины (Рисунок 5.23);– технология СОТГДИС позволяет вычислить угол падения трещиныи расстояние до зоны питания путем численного решения физических уравнений;– обработка скважин с использованием данной технологии дает возможностьполучить сведения о:– вероятном расположении зон разуплотнения;– вероятной ориентации проводящих трещин.136Рисунок 5.23 – Аномальные температурные кривые, снятые по стволу работающей скважиныВ конечном счете, результаты аналитических оценок по скважинамопределяют пространственное развитие проводящих трещин и зон их питания, чтов комплексе с атрибутным анализом материалов интерпретации 3D сейсмикиформирует наполнение гидродинамической модели резервуара (Рисунок 5.24).В табличной форме результаты сопоставления представлены на (Рисунок 5.25).Таким образом, основой гидродинамической модели при данном подходеявляются: технология СОТГДИС; FMI исследования, сейсмические атрибуты.Допускаются вариации распределения проницаемости с учетом ее тензорнойприроды.Выполненныегидродинамическиерасчетыпозволяютосуществлятьтекущие корректировки по фактическим новым данным.На рисунках 5.26, 5.27 представлены результаты адаптации моделей залежейрассматриваемых месторождений.

Их устойчивость и адекватность положительнохарактеризует предлагаемую технологию и методы контроля процесса разработки.Метод термогидродинамической визуализации трещин137Технология ”TermoVis” позволяет осуществить инструментальную связь междуспециальными атрибутами 3D-сейсмики и термогидродинамическимиисследованиямиРисунок 5.24 – Трехмерная модель зон питания в окрестностях скважин по данным ТГДИи 3D сейсмикиРисунок 5.25 – Результаты термогидродинамических исследований и их сопоставлениес сейсмическим атрибутом138абвРисунок 5.26 – Результаты адаптации модели по данным разработки залежи фундаментаюго-восточного участка месторождения Дракон:а – накопленная добыча нефти; б – накопленная добыча воды;в – накопленная добыча жидкостиабвРисунок 5.27 – Результаты адаптации модели по данным разработки залежи фундаментаместорождения Белый Тигр:а – накопленная добыча нефти; б – накопленная добыча воды;в – накопленная добыча газаВ заключение главы 5 можно сказать, что особенности строениясложнопостроенных объектов делают необходимым каждый раз используя общиеподходы, прилагать усилия для адаптации существующих методов исследованияи методик их интерпретации для адекватного описания строения и свойствисследуемых объектов.

Практика показывает, что использование пути от историиформирования залежи, ее развития и преобразования до анализа промысловойинформациивцеломэффективно.Однакодлякаждогоновогосложнопостроенного объекта всегда найдутся уникальные особенности или ихкомбинации,которыенепозволятповторитьпоследовательностьранеевыполненных работ. Необходимо каждый раз тщательно и крайне внимательнопроходить весь путь от поиска уникальных особенностей объекта.139Глава 6.

Совершенствование метода материального баланса для оценкизапасов в процессе разработки СПООдним из важных элементов контроля за процессом разработки СПОявляется текущие оценки начальных и остаточных запасов нефти эксплуатируемойзалежи. Для СПО, связанных с трещиноватыми карбонатами эффективныминструментом таких оценок, как отмечено выше, является использованиетипизированных моделей, построенных на основе традиционной методологииисследований коллекторских свойств.В то же время сложнопостроенные объекты, связанные с залежамив кристаллических породах, характеризуются практически отсутствием первичнопористой матрицы. В этом случае традиционный подход к оценке запасовзатруднен из-за сложности геометризации и определения параметров элементовподсчета и лучшие результаты может дать метод материального баланса.Метод материального баланса, в общем, может быть сформулированследующим образом: количество углеводородов, находящихся в залежи до началаразработки, равно количеству извлеченных плюс количество оставшихся в залежиуглеводородов 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 даннымо массе углеводородов и их объеме.В общем виде выражение массового баланса определяется соотношением(6.1):Мо = Мн + Мост = const,гдеМо – начальные балансовые запасы нефти (газа), т;Мн – накопленная добыча нефти (газа), т;Мост – остаточные балансовые запасы нефти (газа), т.(6.1)140Формула объемного баланса имеет вид (6.2):Qo = Qн + Qост = const,где(6.2)Qо – начальные балансовые запасы нефти (газа), приведенные к стандартнымусловиям, м3;Qн – накопленная добыча нефти (газа), приведенная к стандартнымусловиям, м3;Qост – остаточные балансовые запасы нефти (газа), приведенныек стандартным условиям, м3.Уравнения для определения запасов нефти могут быть выведены изследующих предположений: постоянство объема пор; баланс растворенного газа;баланс добытых и оставшихся углеводородов и др.

Уравнения баланса энергиимогут быть записаны также для любого компонента углеводородной смеси.Классификация существующих вариантов метода материального баланса, посуществу, должна определяться классификацией режимов работы залежей нефти игаза. При этом должны учитываться не только преобладающие, но и весь комплекссил, способствующих извлечению нефти из пласта.В данной работе предлагается новый подход к использованию ММБ дляоценки начальных запасов нефти замкнутой залежи, не содержащей изначальногазовой шапки. Предлагаемый метод отличается тем, что оценка ведетсяв терминах плотностей фаз и их зависимости от давления и температуры. Формулыдля 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.1416.1.

Линейное приближениеИспользуется для самого простого случая: начальный период разработки,замкнутая нефтяная залежь, газовая шапка отсутствует, добываемая продукция несодержит пластовой воды, закачка воды или газа для поддержания пластовогодавления не ведется. Таким образом, режим разработки залежи является чистоупругим. В этом случае условия сохранения масс пластовых вод и нефти замкнутойзалежи можно записать в виде (6.3):в s Vп = в0 s0 Vп0,н(1-s)Vп=н0(1-s0) Vп0-Мнг,где(6.3)в, в0 – соответственно текущая и начальная плотность пластовой воды;s, s0 – соответственно текущая и начальная водонасыщенность;Vп, Vп0 – текущий и начальный объем пустот;н, н0 – соответственно текущая и начальная плотность нефти (вместес растворенным в ней газом);Мнг = Мн + Мг – общая добытая масса нефти и газа.Запасы пластовой нефти (с растворенным газом) Z0 = н0(1-s0)Vп0, которыепредставляют собой сумму запасов сепарированной нефти и газа в нормальныхкубометрах на 1 т сепарированной нефти Zн и газа Zг.

До снижения пластовогодавления ниже давления насыщения газовый фактор Г определяет содержание газав нормальных кубометрах на тонну сепарированной нефти т. е. Zг = г0ГZн,поэтому Z0 = Zн (1+г0Г). Следовательно, запасы пластовой нефти отличаются отсепарированной нефти постоянным множителем.Для оценки процесса в рассматриваемых условиях можно использовать трипараметра: сжимаемость пластовой нефти βн, пластовой воды βв и пустотногопространства залежи βп в виде (6.4):142н 1 dн1 dв1 dVп, в , п н dрв dрVп dр.(6.4)Сжимаемость не является постоянной величиной и также зависит от давленияи температуры.

Однако в относительно небольшом интервале изменений давленийи температур их можно принять постоянными. Используя сжимаемость нефти,воды и пустот для начального этапа при начальном пластовом давлении иобъединяя их в комплексный параметр β* -сжимаемость пластовой системы вцелом, для оценки начальных запасов нефти может быть использовано (6.5, 6.6):  0   н0 Z н0 s1 п0  0  в0 ,1  s01  s01 Мн0 р.(6.5)(6.6)6.2. Нелинейный подходВведение постоянных параметров сжимаемости пустотного пространстваи сжимаемости фаз правомерно при незначительном снижении пластовогодавления, при котором зависимость плотности фаз и объема пустот от давленияможно считать линейным. Однако соотношение (6.4) можно непосредственноприменить для определения запасов, используя всю стадию упругого режимаразработки со значительным снижением пластового давления. В этом случае болееестественно не привлекать понятие коэффициентов сжимаемости, а использоватьисходные линейные зависимости плотности фаз и объема пустот от пластовогодавления.

Характеристики

Список файлов диссертации