УДК 622.276.031:53
© Коллектив авторов,1998
А.В.Давыдов, О.В.Булавина, Т.А.Урманчеева, А.В.Черницкий (ВНИИнефть)
A.V.Davidov, O.V.Bulavina, T.A.Urmancheeva, A.V.Chernitskiy (VNIIneft)
Применение трехмерной математической модели для оценки текущей нефтенасыщенности
Application of 3D mathematical model for current oil saturation evaluation
Presented are the possibilities for application of 3D mathematical modelling of multy-layer formation for reconstruction of production history at one of the blocks of South Surgut field, with the purpose of working out recomendations for production stimulation within areas, not covered by primary stimulation.
жно-Сургутское месторождение НГДУ "Юганскнефть" находится на поздней стадии разработки. Поэтому оценка текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов в настоящее время является одной из важнейших задач, преследующих цель адресно осуществлять различные геолого-технологические мероприятия (ГТМ) для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
Основными объектами разработки являются пласты БС1^ (первый объект) и пласты БС2ю, БС3ю, БСц (второй объект). Месторождение первоначально разрабатывалось по пятирядной системе, которая в дальнейшем для усиления системы воздействия была преобразована в блочную.
Для адаптации истории разработки и определения степени выработки запасов по отдельным пластам второго объекта выбран наиболее характерный участок залежи - блок 17, разрабатываемый с 1982 г. Выбор этого блока объясняется также тем, что одной из скважин, намеченных НГДУ "Юганскнефть" для проведения ГТМ, является скв. 731, работающая как добывающая с первого эксплуатационного объекта с 1982 г. К 1992 г. ее дебит нефти снизился до 1,3 т/сут при обводненности 73%. В 1993 г. обводненность возросла до 91%, скважина проработала только 160 дней.
Анализ геологического строения показывает, что второй объект в зоне скв.731 имеет большую нефтенасыщенную толщину, причем наибольшее ее значение относится к пласту БС11, который с севера и востока ограничен линией замещения. С юга нагнетательные скв.100 и 747, в которых перфорирован пласт БС11, отстоят достаточно далеко. В нагнетательной скв. 82 в пласте БСц перфорирован лишь один нижний прослой совместно с хорошо выраженными пластами БС2ю и БС3ю, в которые должен поступать основной объем закачки. Вместе с тем, длительная эксплуатация второго объекта окружающими скважинами может привести к изменению нефтена-сыщенности в зоне скв. 731, и прежде чем выбрать конкретный вид ГТМ необходимо оценить распределение текущей нефтенасыщенности по каждому пласту.
Второй объект 17 блока эксплуатируется 18 добывающими скважинами. Добыча нефти здесь снизилась с 200 тыс.т/год в 1984 г. до 70 тыс.т/год к 1996 г. при текущей обводненности около 70%. Обводненность скважин колеблется от 40 до 92% при дебитах нефти от 18 до 15 т/сут. Это свидетельствует о том, что данный объект находится на поздней стадии эксплуатации.
Гидродинамические расчеты технологических показателей выделенного участка проведены с использованием программы трехмерной трехфазной фильтрации
(SUTRA Н), разработанной во ВНИИ-нефти и апробированной при составлении ТЭО КИН, технологических схем и проектов разработки. Выбор модели обусловлен тем, что она приспособлена к решению реальных задач разработки, учитывает максимальное число технологических факторов, имеющихся при разработке нефтяных месторождений.
Расчетный участок выделен по линии скв. 747-750 внутри 17 блока и схематизирован трехмерной математической моделью с неравномерной сеткой. Число
узлов NXxNYxNZ=19x10x16 = 3040.
Скважины располагаются в узлах разностной сетки. Общий вид (а) и схема (б) расчетного участка в горизонтальной плоскости представлена на рис.1.
Параметры трехмерной математической модели определялись по геолого-промысловым данным. Была проведена обработка банка данных для получения фактических показателей разработки по каждой скважине за весь период эксплуатации.
С учетом коэффициентов проницаемости по каждой скважине в каждом прослое на расчетной модели выделено 18 областей, средняя проницаемость в которых изменяется от 0 до 1 мкм2. Коэффициенты проницаемости по 18 областям распределены следующим образом: 1 область - 1-10-9 мкм2; 2 - 0,016 мкм2; 3 -0,057 мкм2; 4 - 0,122 мкм2; 5 - 1 мкм2; 6 -0,012 мкм2; 7 - 0,059 мкм2; 8 - 0,156 мкм2;
4/1998 39
Пласт БС _ а
-о " о о-
о о 2
Пласт БС в
п
1 14 О
11 о о 13
15 —.— -о— п
Пласт БС
9 - 0,383 мкм2; 10 - 0,804 мкм2; 11 -
0,010 мкм2; 12 - 0,065 мкм2; 13 -
0,155 мкм2; 14 - 0,390 мкм2; 15 -
0,850 мкм2; 16 - 0,018 мкм2; 17 -0,146 мкм2; 18 - 0,700 мкм2.
Горизонтальная схема пластов БС2щ а, БС210 в, БС310, БСц с выделением зон различной проницаемости приведена на рис.2. Учитывалась эффективная нефте-насыщенная толщина для каждой скважины в четырех рассматриваемых прослоях. В результате обработки данных построена вертикальная схематизация пластов БС2ю а, БС2щ в, БС3щ, БСц по линиям скв. 747-750 (рис.3).
С учетом горизонтальной и вертикальной схематизаций пластов массив областей по проницаемости распределялся по оси 2 по 16 слоям и внутри слоя сверху вниз и слева направо. Для адаптации ис-
тории разработки как в целом по участку, так и по отдельным скважинам корректировались многие параметры: модифицированные фазовые проницаемости, коэффициенты продуктивности, нефтенасы-щенные толщины, толщины непроницаемых прослоев.
В результате многократного подбора и корректировки исходных данных были получены расчетные технологические показатели, которые сопоставлены с фактическими. Результаты расчетов свидетельствуют о достаточно хорошем совпадении расчетных и фактических показателей (см.таблицу).
Рис.2. Горизонтальная схематизация второго объекта с выделением зон различной проницаемости (зона отсутствия коллектора заштрихована)
Годы Отклонение расчетной
от фактической,%
годовой добычи
жидкости нефти обводненности
1 9,3 9,0 0,2
2 10,7 7,3 2,4
3 5,1 3,6 -1,3
4 0,2 4,8 -7,8
5 6,2 2,6 -1,0
6 11,9 4,2 6,2
7 7,5 3,6 2,3
8 -7,5 4,8 -6,3
9 -6,0 0,8 -9,4
10 -8,0 4,5 -14,2
11 1,2 0,5 0,1
12 7,3 3,6 10,5
40 4/1998
Рис.3. Вертикальная схематизация второго объекта по линии скв. 747-750
Из рис.4 следует, что район скв.731 в пласте БС11 характеризуется наибольшей текущей нефтенасыщенностью. Это объясняется тем, что из этой зоны практически не было отбора нефти, а закачка воды в скв. 747 и 82 несущественно влияла из-за активной работы добывающих
скв. 5110, 748 и 5090. Со стороны нагнетательных скв. 557, 75 и 558 пласт изолирован. Поэтому для эффективной выработки запасов этой зоны было предложено осуществить забуривание горизонтального ствола в скв.731 с проводкой его в пласте БС11.
Таким образом, на основе трехмерного моделирования можно оценить распределение текущей нефтенасыщенности по каждому пласту с учетом его перфорации в каждой конкретной скважине и дать рекомендации по зонам, требующим эффективного технологического воздействия.
Рис.4. Распределение текущей нефтенасыщенности по пластам второго объекта
4/1998 41
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.