|
УДК 552.578.2.061.4:[54-43] |
Интерпретация данных индикаторного метода для оценки фильтрационных параметров
нефтяного пласта
А.В. МУРАДЯН, М.С. ХОЗЯИНОВ (ВНИИгеоинформсистем)Изучение фильтрационных свойств нефтяного пласта - одно из важнейших направлений исследований, способствующих повышению эффективности разведки и эксплуатации нефтяных месторождений. Сложность изучения фильтрационных свойств нефтяного пласта заключается в том, что они неодинаково проявляют себя на разных геологических объектах - в образцах керна, прискважинной зоне пласта, межскважинном пространстве. Только учет фильтрационной неоднородности на каждом уровне позволяет получить достоверную информацию о нефтяном пласте как о единой системе.
Одним из методов изучения фильтрационной неоднородности межскважинного пространства является индикаторный метод, при котором индикатор добавляется к закачиваемому в нагнетательную скважину флюиду и регистрируется в пробах, отбираемых из добывающих скважин. По результатам анализа строят графики зависимости концентрации индикатора от времени исследования. Обязательное условие применения индикаторного метода - отсутствие сорбции индикатора горной породой, например тритиевой воды.
Интерпретация результатов индикаторных исследований по графику «концентрация индикатора-время» на количественном уровне, т. е. оценка значений параметров, характеризующих фильтрационные свойства пласта (проницаемость и гидропроводность), возможна только в рамках той или иной модели пласта. При этом наиболее целесообразно использовать те гидродинамические модели пласта, которые применяются при проектировании разработки. Такой подход имеет два явных преимущества. Первое - обеспеченное обоснование и апробированные методические приемы работы с такими моделями. Второе - доступность информации, полученной индикаторным методом, непосредственно для контроля за разработкой и корректировки ее проектов, так как проектирование и интерпретация индикаторных данных осуществляются на одной гидродинамической основе.
Схема проведения таких исследований в общем технологическом потоке показана на рис. 1.
Путем индикаторных исследований в процессе опытной эксплуатации на стадии разведки и интерпретации их в рамках выбранной математической модели получают фильтрационные параметры пласта, по которым можно прогнозировать разработку залежи при различных режимах, оценивать текущую и конечную нефтеотдачу отдельных пропластков и пласта в целом, темпы закачки и отбора жидкости и изменение обводненности продукции.
Интерпретация индикаторных исследований, проведенных в процессе эксплуатации залежи, также позволяет уточнить фильтрационные параметры пласта, по которым моделируют разработку залежи. Сравнивая результаты моделирования и реальные параметры разработки, можно оценивать ее эффективность, соответствие проектным показателям и рекомендовать мероприятия по ее оптимизации.
В данной статье использованы модель пласта и математический аппарат расчета, предложенные ранее (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М., Недра, 1983.). Согласно указанной методике была разработана специальная программа расчета движения оторочки меченой жидкости по слоистому пласту (Е.М. Суркова, А.М. Полищук, М.С. Хозяинов и др.). Предполагается, что пласт состоит из прослоев, различающихся свойствами и разделенных непроницаемыми экранами. Программа позволяет получать графики «концентрация индикатора - время» с учетом значений проницаемости и мощностей прослоев, текущей и остаточной водонасыщенности, фазовых проницаемостей, вязкости нефти и воды и т. д.
Оценка фильтрационных параметров проводится следующим образом. По геологическим, геофизическим, промысловым и индикаторным данным строят предварительную модель слоисто-неоднородного участка пласта, на котором проводили индикаторные исследования. Исходя из параметров этой модели рассчитывают кривую «концентрация индикатора - время», которую сравнивают с экспериментальной, полученной при исследованиях индикаторным методом конкретного участка месторождения. Если они совпадают (в пределах заданного уровня погрешности), то выбранная модель считается адекватной реальному пласту, если не совпадают, то корректируют такие параметры пласта, как количество прослоев, их проницаемость и мощность, и повторяют расчет. Значения проницаемостей и мощностей прослоев, при которых будет достигнуто совпадение кривых, можно считать наиболее близкими к реальному пласту.
Указанный подход к оценке фильтрационных параметров по индикаторным данным позволяет уточнять модель пласта в процессе опытной эксплуатации на стадии разведки и при осуществлении контроля за разработкой залежи.
Рассмотрим реализацию указанного подхода на примере исследований, проведенных в ТатНИПИнефти на одном из участков Ромашкинского месторождения. Экспериментально полученная зависимость «концентрация индикатора - время» приведена на рис. 2 (кривая 1). В качестве индикатора использовали тритиевую воду. На данной кривой выделяются два максимума концентрации индикатора, затем идет спад. Расчеты, проведенные для определения влияния параметров пласта на вид индикаторной кривой, показали, что такой длительный спад не может дать один прослой. Поэтому движение индикатора, соответствующее этому участку кривой, рассматривается как фильтрация по нескольким прослоям с убывающей проницаемостью.
Оценку фильтрационных параметров пласта проводили таким образом. На основании имеющихся данных была выбрана предварительная модель пласта со следующими параметрами: расстояние между скважинами 190 м, перепад давления 5 МПа, вязкость нефти 2 мПа-с, воды 1 мПа-с, пористость 0,25, общая толщина пласта-коллектора 3,1 м. Использовались функции относительных фазовых проницаемостей для песчаника Ромашкинского месторождения, полученные в ТатНИПИнефти по анализам на керне. Пласт был представлен в виде восьми прослоев. Значения параметров прослоев предварительной модели даны в таблице (вариант I).
Детально интерпретировались результаты, соответствующие прослоям с проницаемостью свыше 0,5 мкм2. Менее проницаемой части пласта соответствовал один прослой, хотя суммарная толщина первых семи составляет 10 % толщины пласта, а расход жидкости по ним 2/3 от общего расхода.
Результаты расчета движения оторочки индикатора по такому пласту (вариант I) приведены на рис. 2 (кривая 2). Видно, что положение максимумов концентрации индикатора и амплитуда кривой не совпадают с таковыми на экспериментальной кривой, т. е. проницаемость и мощность прослоев не соответствуют реальным значениям, поэтому параметры модели пласта были уточнены.
Предварительные
расчеты показали, что положение максимумов концентрации индикатора во времени
при прочих равных условиях определяется только значениями проницаемости
прослоев. Поэтому их сначала корректируют. Для этого определяют моменты времени
и 
, на которые приходятся
соответственно максимумы концентрации индикатора на экспериментальной и
расчетной кривой «концентрация индикатора - время». Затем находят
скорректированные значения проницаемости прослоев по выражению
где 
- проницаемость прослоев в новом
варианте расчета, 
-
число прослоев. Скорректированные значения параметров прослоев приведены в
таблице (вариант II).
Повторно проводят расчет движения оторочки индикатора (см. рис. 2, кривая 3), который показывает, что положения максимумов концентрации индикатора совпадают с таковыми на экспериментальной кривой. Однако амплитуда расчетной кривой «концентрация индикатора - время» не совпадает с экспериментальной, так как выбранные толщины прослоев не соответствуют реальным значениям.
Для уточнения
значений толщин прослоев модели по кривой 3 (см. рис. 2)
находят коэффициенты пропорциональности 
между величиной максимальных концентраций 
и количеством
закачанного в прослои индикатора 
при расходе воды Q,
соответствующем времени окончания закачки оторочки:
Затем определяют
максимальные концентрации индикатора 
по экспериментальной кривой и вычисляют отношение
расхода воды к количеству закачанного индикатора по прослоям для нового
варианта
Разделив Р1
на 
и учитывая, что
где А0 - общее количество закачанного индикатора, находим толщину первого прослоя:
Суммарная толщина пласта Н известна, а мощности остальных прослоев определяют из выражения
Повторяют расчет по уточненной модели, значения параметров прослоев которой приведены в таблице (вариант III), а результаты расчета - на рис. 2 (кривая 4).
В таблице даны величины относительного расхождения экспериментальной и расчетных кривых. Поскольку суммарная погрешность измерения удельной активности индикатора и дебита воды приближается к 10 %, такое совпадение можно считать удовлетворительным.
Таким образом, удалось осуществить математическое моделирование прогноза разработки участка залежи для однородного пласта со средней проницаемостью 1,33 мкм2 (данные анализа керна) - вариант II и для слоисто-неоднородного пласта с выбранными параметрами - варианты I-III. Для последней модели темпы отбора нефти при прочих равных условиях были значительно ниже. Это указывает на целесообразность учета слоистой неоднородности, определенной по индикаторным данным. В то же время рассчитанные толщины разнопроницаемых прослоев малы и поэтому не могут быть выделены по ГИС. Это показывает новый качественный уровень оценки фильтрационной неоднородности по индикаторным данным.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что рекомендуемая методика позволяет уточнять параметры фильтрационной модели пласта по результатам межскважинных индикаторных исследований. В результате интерпретации экспериментальных данных можно определять такие параметры пласта, как число работающих прослоев, их проницаемость и толщину. При этом в пределах выбранной модели пласта можно оценивать нефтеотдачу отдельных прослоев и пласта в целом, темпы заводнения и отбора жидкости. Это позволяет при проведении индикаторных исследований в процессе опытной эксплуатации на стадии разведки залежи эффективно подсчитывать извлекаемые запасы, а в процессе эксплуатации - текущую и ожидаемую выработанность пласта.
|
Вариант |
Проницаемость, мкм2 |
Мощность, м |
Проводимость, мкм2*м |
Относительная производительность |
Нефтеотдача на 150-е сутки |
Расхождение с экспериментом, % |
|
I |
1,938 |
0,007 |
0,014 |
0,033 |
0,0773 |
19,4 |
|
1,430 |
0,020 |
0,029 |
0,070 |
|||
|
1,250 |
0,017 |
0,021 |
0,052 |
|||
|
0,900 |
0,015 |
0,014 |
0,033 |
|||
|
0,680 |
0,040 |
0,027 |
0,067 |
|||
|
0,550 |
0,042 |
0,023 |
0,057 |
|||
|
0,450 |
0,050 |
0,023 |
0,055 |
|||
|
0,090 |
2,909 |
0,257 |
0,632 |
|||
|
II |
1,789 |
0,005 |
0,009 |
0,022 |
0,0701 |
21,7 |
|
1,431 |
0,020 |
0,029 |
0,070 |
|||
|
1,222 |
0,015 |
0,018 |
0,045 |
|||
|
1,020 |
0,020 |
0,020 |
0,050 |
|||
|
0,854 |
0,025 |
0,021 |
0,053 |
|||
|
0,703 |
0,030 |
0,021 |
0,052 |
|||
|
0,602 |
0,030 |
0,018 |
0,045 |
|||
|
0,091 |
2,955 |
0,270 |
0,663 |
|||
|
III |
1,789 |
0,020 |
0,036 |
0,089 |
0,1043 |
8,4 |
|
1,431 |
0,040 |
0,057 |
0,141 |
|||
|
1,222 |
0,042 |
0,051 |
0,126 |
|||
|
1,020 |
0,042 |
0,043 |
0,105 |
|||
|
0,854 |
0,043 |
0,037 |
0,090 |
|||
|
0,703 |
0,050 |
0,035 |
0,085 |
|||
|
0,602 |
0,058 |
0,035 |
0,086 |
|||
|
0,040 |
2,805 |
0,112 |
0,276 |
|||
|
IV |
1,330 |
3,100 |
4,123 |
1,000 |
0,7499 |
47,1 |
Рис. 1. Схема определения проницаемости, мощности и числа прослоев модели пласта
Рис. 2. График зависимости «концентрация индикатора - время»
