image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2016

Разработка и эксплуатация месторождений

01.03.2016 10:00 Принципы построения распределения плотности подвижных запасов нефти
Данная статья посвящена принципам построения распределения плотности подвижных запасов нефти в объеме резервуара. Построение карт подвижных запасов нефти является необходимым условием для оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей.
Как известно, в процессе разработки месторождений углеводородного сырья (УВС) при воздействии разных агентов на пласт значения коэффициентов остаточной нефтенасыщенности в объеме резервуара будут различными. Поэтому при построении карт подвижных запасов нефти необходимо учитывать различие в значениях остаточной нефтенасыщенности. В соответствии с распределением зоны воздействия агентов создаются массивы коэффициентов остаточной нефтенасыщенности по зонам (регионам), соответствующим распределению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в модели. На примере построения распределения подвижных запасов нефти доказана необходимость учета различия в значениях остаточной нефтенасыщенности в объеме резервуара. При определении подвижных запасов нефти умножение на площадь ячейки некорректно. Это связано с тем, что в пределах одного объекта могут оказаться неодинаковые размеры ячеек и после умножения на площадь ячеек получаются некорректные значения начальных подвижных запасов нефти. Наиболее информативными являются значения подвижных запасов нефти на единицу площади, т.е. плотности распределений подвижных запасов нефти. В зависимости от начальных значений эффективной нефтенасыщенной толщины пласта можно оценить плотности распределения начальных подвижных запасов нефти. Последовательно показано построение карт подвижных запасов нефти в процессе разработки, а также приведена формула для оценки распределения начальных подвижных запасов нефти.
Ключевые слова:

геологическая и гидродинамическая модели, воздействие агентов в пласт, коэффициент остаточной нефтенасыщенности, плотность распределения подвижных запасов, относительные фазовые проницаемости, площадь ячейки.

Ссылка для цитирования:

Низаев Р.Х., Судо Р.М. Принципы построения распределения плотности подвижных запасов нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 126–130.

Открыть PDF


Построение карт подвижных запасов нефти является необходимым условием для оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей.

24-1.jpgПри воздействии разных агентов в пласт значения коэффициентов остаточной нефтенасыщенности в объеме объекта будут различными. Различие в значениях остаточной нефтенасыщенности, которое формируется в процессе фильтрации флюидов, необходимо учитывать при построении карт подвижных запасов нефти. Данная работа посвящена принципам построения распределения плотности подвижных запасов нефти в объеме резервуара. Создана геологическая и гидродинамическая модели [1] для типичного терригенного участка одного из месторождений. На рисунке 1 приведено распределение начальной нефтенасыщенности участка.

Последовательно показано построение карт подвижных запасов нефти в процессе разработки, а также приведена формула для оценки распределения начальных подвижных запасов нефти.

24-2.jpgВ процессе создания геологической модели в зависимости от воздействия агентов на пласт создается массив зон (регионов). Далее в соответствии с распределением зоны воздействия агентов создаются массивы коэффициентов остаточной нефтенасыщенности Sor по зонам (регионам), соответствующим распределению ОФП в модели (рис. 2).

Распределение зоны воздействия агентов, коэффициенты остаточной нефтенасыщенности Sor по зонам (регионам) и распределение относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по регионам приведены в таблице.

На основе построенной геологической модели проведены гидродинамические расчеты.

Формула расчета подвижных запасов нефти Qмob при различных значениях остаточной нефтенасыщенности Sor описывается зависимостью:

24-5.jpg

где So – начальная нефтенасыщенность; Sor – остаточная нефтенасыщенность; Poro – пористость; Ro – плотность нефти; Bo – коэффициент объемного расширения нефти, Нeff – эффективная толщина рассматриваемого объекта, Sxy – площадь.

Подвижные запасы нефти на единицу площади при различных значениях остаточной нефтенасыщенности Sor выражаются формулой:

24-6.jpg

24-3.jpg

На рисунках 3а и 3б представлено распределение плотности начальных подвижных 

 запасов нефти, рассчитанное по массиву остаточной нефтенасыщенности Sor и рассчитанное с постоянным значением остаточной нефтенасыщенности, равное 0,53 (типичное общепринятое распределение). 

Из сравнения данных рисунков видно, что распределения плотностей начальных подвижных запасов нефти отличаются в зонах 2 и 3, где значения остаточной нефтенасыщенности равны 0,15 и 0,35 соответственно. Поэтому обязательно нужно учитывать различие в значениях остаточной нефтенасыщенности. Это различие в распределениях подвижных запасов нефти особенно ярко проявляется к концу разработки объекта.

24-4.jpgНа рисунке 4 представлено распределение плотности текущих подвижных запасов нефти, рассчитанное по массиву остаточной нефтенасыщенности Sor и рассчитанное с постоянным значением остаточной нефтенасыщенности, равное 0,53 (типичное общепринятое распределение).

Используем формулу (1), где множитель Sxy подразумевает умножение на площадь ячейки. В некоторых проектных работах в расчетах подвижных запасов нефти практиковалось умножение на площадь ячейки. При разных значениях размеров ячеек получим разные данные по подвижным запасам нефти. В одном объекте в объеме резервуара в зависимости от задач исследований могут быть разные размеры ячеек. Рисунок 5 демонстрирует ошибочность такого подхода. Максимальные значения подвижных запасов нефти для двух сценариев 24-7.jpgразличны: в случае умножения на площадь 25 м.25 м получим Qмob=908 т,
а для сценария при умножении на площадь 100 м.100 м–Qмob=14524 т. При определении подвижных запасов умножение на площадь ячейки некорректно.

Даже для одного объекта при одинаковых начальных значениях запасов нефти на единицу площади после умножения на площадь ячеек с неодинаковыми размерами получим разные результаты в распределении начальных подвижных запасов нефти.

На основании анализа изменения пределов начальных значений параметров пласта и нефти формулу (2) перепишем в виде:

Qмob≈{0,065÷0,11}.Нeff.

Для экспресс-оценки плотности начальных подвижных запасов нефти можно принять

Qмob≈0,1.Нeff.

Ниже на примере разных значений эффективных нефтенасыщенных толщин Нeff приведена экспресс-оценка распределения плотностей начальных подвижных запасов нефти Qмob[т/м2]:

Нeff=1 м, Qмob≈0,10;

Нeff=10 м, Qмob≈1,00;

Нeff=50 м. Qмob≈5,00.

Выводы

1. При построении карт подвижных запасов нефти необходимо учитывать различие в значениях остаточной неф-
тенасыщенности в объеме резервуара.

2. При определении подвижных запасов нефти умножение на площадь ячейки некорректно. В пределах одного объекта могут оказаться неодинаковые размеры ячеек. После умножения на площадь ячеек получаются некорректные значения начальных подвижных запасов нефти.

3. Наиболее информативными являются значения подвижных запасов нефти на единицу площади, т.е. плотности распределений подвижных запасов нефти.

4. В зависимости от начальных значений эффективной нефтенасыщенной толщины пласта можно оценить плотности распределения начальных подвижных запасов нефти.



← Назад к списку


im - научные статьи.