К оглавлению	УДК 622.276.031(470.17)
	© А. П. Базылев, 1991

Гидродинамическая модель коллектора пермско-каменноугольной залежи Усинского месторождения

А. П. БАЗЫЛЕВ (ПечорНИПИнефть)

Залежь в 300-метровой толще карбонатных отложений пермско-каменноугольного возраста сосредоточивает запасы нефти в верхнем, среднем и нижнем объектах разработки общей толщиной до 150 м. Нефтенасыщенный коллектор, по петрографической оценке, трещиноватый, порово-кавернозный, что дает основание моделировать его средой с двойной пористостью. Качественное рассмотрение данной модели обнаруживает картину изотропного распределения в среде с незначительными пористостью и проницаемостью другой среды, более пористой и проницаемой. Соотношение их объемов не определено. Такая модель обусловливает относительно благоприятный прогноз процессов фильтрации, вытеснения, подсчета и выработки запасов. Однако опыт применения растворителей для вытеснения высоковязкой нефти залежи [5, 3] показал, что их продвижение по пластам не подчинялось законам радиальной фильтрации, а реальный фронт вытеснения вытягивался в северо-восточном направлении (рис. 1). Известный объем поглощенного растворителя на площади в границах контуров позволил оценить эффективные толщины пластов, которые принимали используемые в качестве растворителей маловязкую нефть и конденсат.

В табл. 1 видно, как уменьшается со временем работающая толщина и каковы фактические толщины поглощающих пластов. В результате экспериментов с растворителями обнаружилось, что высокопористая и наиболее проницаемая составляющая среды локализована в незначительном по мощности интервале. Снижение вязкости флюида вело к сокращению его эффективной работающей толщины. Последующая закачка горячей воды с целью вытеснения нефти приводила к кинжальным прорывам ее в отбирающие скважины. Неадекватность модели практика разработки сделала очевидной и вместе с тем представила факты в пользу двухслойной модели, которая предполагает, что высокопористая, наиболее проницаемая составляющая коллектора сосредоточена в виде слоя, непосредственно контактирующего с низкопористой, малопроницаемой составляющей. В пласте темп перераспределения давления в высокопроницаемом пропластке значительно выше темпа изменения давления в низкопроницаемом, вследствие чего преимущественная фильтрация отмечается в высокопроницаемом слое, а динамика пьезопроводности, отражающая возмущения давления, имеет характерный спад во времени от больших значений этого параметра до малых [4].

Изложенное хорошо согласуется с результатами наблюдения пьезопроводности методом гидропрослушивания, который применялся для оценки результатов воздействия на пласт растворителями и водой [1, 2]. Обработка кривых гидропрослушивания (рис. 2) пластов, смоделированных двухслойной средой [2], позволила количественно оценить параметр «неоднородности» (отношение пьезопроводностей высоко- и низкопроницаемого пропластков) и показать соотношение объемных запасов матрицы (низкопроницаемый слой) и трещин (высокопроницаемый слой). Анализ полученных результатов (табл. 2) позволяет сделать выводы о разнообразной степени проявления слоистости. Наиболее ярко двухслойность отражает прослушивание скв. 1503 и 1014, вскрывших пласты среднего объекта разработки. Пьезопроводность исследуемых слоев различается в 24 раза, а запасы высокопроницаемого слоя составляют менее 1 % запасов матрицу, его толщина всего 5,3 см. Наименее выражена слоистость пласта в среднем объекте, вскрытого скв. 1504, 1016. Здесь соотношение запасов примерно половина на половину, но толщина пласта с высокой проницаемостью также незначительна - 61,5 см.

Адекватность модели подтверждается хорошей сходимостью величин эффективных толщин пласта по данным гидропрослушивания и по расчетам скоростей продвижения растворителей или воды. Такие расчеты можно вести, если схематизировать фильтрацию в направлении продвижения нагнетаемого агента плоскопараллельным потоком и применять известные формулы подземной гидравлики для подобного потока. В табл. 3 сравниваются коэффициенты пьезопроводности, рассчитанные по этой схеме и полученные в результате обработки кривых гидропрослушивания. Пьезопроводность обнаруживает высокую сходимость при выполнении условия одновременности определений. Зная вязкость нагнетаемого флюида, можно прогнозировать скорости его продвижения. Так, в случае замены легкой нефти на другой растворитель - конденсат расчетная подвижность возрастет в 31 раз (см. табл. 3). В таком случае конденсат смог бы двигаться в направлении от скв. 1504 к скв. 1016 со скоростью 100 м/сут. При фильтрации конденсата по верхнему объекту (скв. 1326) была зафиксирована скорость продвижения конденсата 180 м/сут [3].

Результаты промысловых исследований являются достаточно веским обоснованием применимости двухслойной модели, а возможность ведения технологических расчетов по этой модели делает ее пригодной для практики. На данном этапе изучения пермо-карбоновой залежи модель коллектора представляется в виде двухслойной среды с вертикальной сообщаемостью пластов, представляющих собой единую гидродинамическую систему.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Базылев А.П., Лукошникова Т.В. Уточнение гидродинамической модели пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения на основании промысловых исследований и анализа экспериментов по закачке растворителей // Труды ПечорНИПИ нефть. Теория и практика освоения месторождений аномальных нефтей Тимано-Печорской провинции. -М.: ВНИИОЭНГ.- 1988,- С. 22-26.

2. Базылев А.П., Лукошникова Т.В. Результаты интерпретации гидропрослушивания карбонатных пластов Усинского месторождения, смоделированных двухслойной средой // Труды ПечорНИПИнефть. Совершенствование технологии разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции,- М.: ВНИИОЭНГ,- 1989,- С. 30-33.

3. Коновалов Д.В. Эффективный путь повышения нефтеотдачи карбонатных пластов и выбор рациональной системы разработки // Геология нефти и газа.- 1986.- № 2.- С. 9-12.

4. Методика определения параметров неоднородности и подсчета запасов по данным гидродинамических исследований / И.Д. Умрихин, Н.И. Днепровская, С.Н. Бузинов, В.К. Федорцов // Геология нефти и газа.- 1982.- № 5. С. 21-24.

5. Рузин Л.М., Сергеева Р.В., Куликов А.П. Эксперимент по закачке растворителя на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Труды ПечорНИПИнефть.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1981.- С. 93-96.

Abstract

This work attempts to solve the problems of an improvement in a geological and hydrodynamic model of the complexly structured oil pool in the carbonate sequence of one of the fields in the European North. On the basis of experimenal data on water and solvent injection supplemented by iiydrodynaniie Investigations for ths purpose of controlling the efficiency of formation stimulation methods, practical conclusions can be drawn as to the effectiveness of the methods. In addition, the quantitative characteristics of dynamics of the principal hydrodynamic parameters of reservoirs which have undergone displacement are given. The information obtained has enabled us to adapt the calculated patterns of assessing the movement of the injecting agents front over the formations to the conditions of the noted above pool, to conclude about varying degrees of nonunifor- mity regarding permeability and piezoconductivity of the section penetrated by producing weUs, as well as to siio'w, for"sGimc wclis, Шё ratio nf oil reserves-rn low- and high-permeability constituents of the reservoir.

Таблица 1 Исследование пластов, проводящих растворитель по нагнетательным скважинам

Показатель нагнетания	Скв. 1504 (средний объект)				Скв. 1326 (верхний объект)
Дата определения границ распространения растворителя	08.09.1980	30.09.1980	03.11.1980	26.01.1980	14.02.1982
Растворитель	Легкая дегазированная нефть				Конденсат
Вязкость растворителя, мПа-с	22	22	22	22	0,7
Объем закачки растворителя на дату определения границ, м^3	44 160	55 990	71 120	90 330	216
Объем пласта, охваченного воздействием, м^3	147 200	186 630	237 070	301 110	720
Площадь пласта в границах распространения растворителя, м^2	31 500	75 000	150 000	270 000	45 000
Расчетная средняя толщина пласта, охваченного воздействием, м	4,670	2,500	1,580	1,120	0,016

Таблица 2 Результаты интерпретации гидропрослушивания пластов, смоделированных двухслойной средой

Дата исследования	Источник импульса	Приемник импульса	Характер импульсов в скважине-источнике	Приведенная пьезопроводность, м^2/с	Параметр неоднородности	Соотношение линейных запасов	Соотношение толщин	Общая проводящая импульс толщина пласта, м	Толщина высокопроницаемого пласта, м
04.1982	1503*	1014	Пуск скважины +DQ=300 м^3/сут	0,3627	24,040	0,0080	1,60*10^-3	33,40	0,053
04.1982	1503	1014	Остановка скважины -DQ=580 м^3/сут	0,3645	22,570	0,0086	1,72*10^-3	48,50	0,083
04.1982	1503	1016	Пуск скважины DQ==300 м^3/сут	0,2544	1,467	0,3970	7,94*10^-^2	8,36	0,615
10.1980	1504	1016	Пуск скважины +DQ=360 м^3/сут	1,7550	1,380	0,4860	9,72*10^-^2	3,02	0,267
01.1988	3310**	425	Остановка скважины -DQ=360 м^3/сут	0,8260	1,810	0,2280	4,56*10^-^2	102,00	4,450

Примечание: * -номер скважины; ** - скважина, вскрывшая верхний объект, все остальные - средний.

Таблица 3 Сопоставление расчетных и экспериментально определенных параметров пласта в ходе опытной закачки легкой нефти в скв. 1504 05.05.1980 г.

Дата начала реакции	Реагирующая скважина	Градиент давления, МПа/м	Скорость фильтрации, м/сут	Подвижность флюида, 10^11 м^2/Па-с	Расчетные параметры пласта			Пьезопроводность по данным гидропрослушивания, м^2/с
					Пьезопроводность, м^2 /с	Гидропроводность, 10^11 м^3/Па-с	Фазовая проницаемость, мкм^2
08.09.1980	1015	0,0667	0,265	4,623	0,072	21,56	1,017	0,114
30.09.1980	1016	0,0132	1,066	93,750	1,470	234,40	20,630	1,570
03.11.1980	1020	0,0226	0,489	25,030	0,393	39,55	5,506	-
26.01.1981	1009	0,0261	0,308	13,680	0,215	15,32	3,010	0,085
26.01.1981	1011	0,0386	0,208	6,251	0,098	7,00	1,375	0,047
21.01.1981	1055	0,0155	0,529	39,510	0,620	44,25	8,692	-
21.01.1981	1555	0,0110	0,750	78,860	1,237	88,33	17,350	-
21.01.1981	1502	0,0156	0,358	39,860	0,625	44,64	8,769	-

Рис. 1. Схема расположения границ легкой нефти в ходе эксперимента по закачке растворителя на Усинском месторождении:

1 - на 08.09.1980 г., 2 - на 30.09.1980 г., 3 - на 03.11.1980 г., 4 - на 26.01.1981 г.; 5 - направления гидропрослушивания; скважины: 6 - эксплуатационные, 7 - контрольно-наблюдательные, 8 - нагнетательные

Рис. 2. Интегральные кривые распределения пьезопроводности во времени.

1 - скв. 1014 (импульс от пуска скв. 1503); 2- скв. 1014 (импульс от остановки скв. 1503); 3 - скв. 1016 (импульс от пуска скв. 1504); 4 - скв. 425 (импульс от остановки скв. 3310); 5 - скв. 1016 (импульс от пуска скв. 1503)