CC BY
39
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ Вайзбек Н.И. Email: Vaizbek663@scientifictext.ru
Вайзбек Николай Иванович - студент магистратуры, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в статье анализируются способы определения величины явления неоднородности (анизотропии) и её ориентации в пространстве пласта. Ключевыми источниками информации для выявления данной неоднородности, как по простиранию, так и по напластованию являются наличие изменений горизонтальной и вертикальной проницаемости на ориентировочном керне, а также гидродинамическое моделирование на основе данных исторических показателей разработки. А именно: данные по обводнённости продукции после прорыва воды, так как время прорыва воды.
Ключевые слова: анализ, керн, пласт, анизотропия, неоднородность.
DETERMINATION OF PERMEABILITY ANISOTROPY OF THE OIL RESERVOIR AT DIFFERENT STAGES OF FIELD DEVELOPMENT Vaizbek N.I.
Vaizbek Nikolai Ivanovich - student of the Master's program, DEPARTMENT OF DEVELOPMENT AND EXPLOITATION OF OIL AND GAS FIELDS, TYUMEN INDUSTRIAL UNIVERSITY, TYUMEN
Abstract: the article analyzes the methods for determining the magnitude of the phenomenon of heterogeneity (anisotropy) and its orientation in the formation space. The key sources of information for identifying this heterogeneity, both along the strike and along the bedding, are the presence of changes in horizontal and vertical permeability on the orientation core, as well as hydrodynamic modeling based on data from historical development indicators. Namely: data on the water content of the product after the water breakthrough, as the time of water breakthrough. Keywords: analysis, core, reservoir, anisotropy, heterogeneity.
УДК 331.225.3
Трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, которые сравнительно отличаются неблагоприятными для извлечения углеводородов геологическими условиями залегания нефти и её аномальными физическими свойствами. В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный капиллярными явлениями, вязкостными силами, фазовыми переходами в сочетании с анизотропией продуктивного пласта.
При построении гидродинамической модели месторождения, максимально приближенной к реальности, а также для оптимизации способов эксплуатации нефтяных месторождений, требуется анализ и исследование характеристик фильтрационной анизотропии нефтяных коллекторов. Фильтрационная анизотропия коллекторов в основном наблюдается при существовании преимущественных
направлений движения флюида, а также его перетоков внутри и между продуктивными пластами.
Метод гидропрослушивания на данный момент является основным методом определения анизотропии проницаемости. По его данным определяют как ориентацию в пространстве пласта, так и величину анизотропии. Но поскольку гидропрослушивание является достаточно дорогостоящей, а также в условиях низкопроницаемых нефтяных коллекторов длительной процедурой, возникает необходимость в более доступной методике, которая была бы более простой и менее финансово затратной.
Как правило, при разработке месторождения исследуются данные каротажных диаграмм, керн. Так же доступны данные гидродинамического моделирования и истории параметров разработки.
Целью исследования является определение величины анизотропии. При исследовании используется два источника информации. Первый - изменения проницаемости на ориентировочном керне. Данная информация доступна на начальной стадии разработки месторождения, после того как скважины пробурены. Второй - гидродинамическое моделирование на основе данных исторических показателей разработки. В этом случае требуются данные по обводнённости продукции после прорыва воды, так как время прорыва воды - это надёжный индикатор анизотропии проницаемости. Учитывая этот фактор, анализ доступен на средней и завершающей стадиях разработки.
Чтобы определить анизотропию по образцам керна, необходим ориентированный керн. Для этого применяется доступный и простой палеомагнитный метод. После того как ориентация керна завершена, определяются направления минимальной и максимальной проницаемости. Следующим шагом является выпиливание из керна образцов в двух взаимно перпендикулярных направлениях для измерения проницаемости. Отношение максимального к минимальному значению даёт величину проницаемости.
Можно определить величину проницаемости и другим способом, а именно сравнением исторических и расчетных показателей обводнённости продукции. Если в скважинах на момент исследования уже произошёл прорыв воды, то координатная сетка модели переориентируется с учётом ориентации анизотропии. После того как координатная сетка была переориентирована, выполняется вычисление обводнённости продукции в скважинах с разными значениями величины анизотропии. Единственный переменный параметр в данном расчете - соотношение максимальной и минимальной проницаемости (анизотропии). Следующим шагом является сравнение расчетных результатов и фактических показателей истории разработки. Из-за накопленной относительной погрешности появляется разница между модельными и реальными данными. Можно так же заметить, что распределение проницаемости имеет упорядоченный характер.
При анализе исторических показателей обводнённости пластового флюида и результатов расчета не может быть не получено идеальных совпадений по обводнённости, так как рассматриваемая модель не была адаптирована по какому -либо параметру.
И так, каротажные данные и ориентированный керн следует использовать на начальной стадии разработки месторождения. На основе картирования проницаемости получают ориентацию анизотропии, а её величину определяют по измерениям проницаемости керна.
Использование каротажных данных и данных по обводнённости продукции так же используются и на завершающей стадии разработки месторождения, если произошел прорыв воды к добывающим скважинам. По каротажным данным определяется ориентация анизотропия, после чего сравниваются расчетные и исторические
величины обводненности пластового флюида, извлечённого на поверхность, по скважинам. В результате этого определяется величина анизотропии.
Предлагаемый способ для определения анизотропии горизонтальной проницаемости может быть использована при разработке уточненной гидродинамической модели с дальнейшей адаптацией по величине анизотропии. Так же данную модель можно использовать со следующими целями управления разработкой: оптимизация сетки скважин, оптимизация заводнения, бурение дополнительных скважин, выбор скважин для проведения в них ГРП, определение наиболее эффективных методов воздействия на пласт-коллектор. А из всего этого следует, что, несомненно, будет повышен коэффициент нефтеотдачи разрабатываемого объекта.
Список литературы /References
1. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. 290 с.
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Вайзбек Н.И. Email: Vaizbek663@scientifictext.ru
Вайзбек Николай Иванович - студент магистратуры, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в данной статье даётся оценка производительности горизонтальных нефтяных скважин с учётом анизотропии - неоднородности проницаемости по вертикали и горизонтали. Анизотропия оказывает существенное влияние на приток к стволу горизонтального окончания скважины, а так как разработка месторождений горизонтальными скважинами является перспективным направлением в развитии нефтяной и газовой промышленности. Поэтому, разработка решений, корректно рассчитывающих приток флюидов к горизонтальному окончанию, является актуальной задачей.
Ключевые слова: оценка, горизонтальная скважина, анизотропия, неоднородность.
EVALUATION OF THE EFFECT OF ANISOTROPY ON THE PRODUCTIVITY OF HORIZONTAL WELLS Vaizbek N.I.
Vaizbek Nikolai Ivanovich - student of the Master's program, DEPARTMENT OF DEVELOPMENT AND EXPLOITATION OF OIL AND GAS FIELDS, TYUMEN INDUSTRIAL UNIVERSITY, TYUMEN
Abstract: this article assesses the performance of horizontal oil wells, taking into account anisotropy - vertical and horizontal permeability heterogeneity. Anisotropy has a significant effect on the inflow to the wellbore horizontal completion, and since the development of horizontal wells is a promising direction in the development of the oil and gas industry. Therefore, the development of solutions that correctly calculate the flow of fluids to the horizontal end is an important task.
Keywords: evaluation, horizontal well, anisotropy, heterogeneity.
