CC BY
8
УДК 550.3 DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-325-332
ПРИМЕНЕНИЕ ЭФФЕКТОВ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ НА ПРИМЕРЕ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА ПЛАСТА Ю1М
М.О. Коровин
Углеводородное сырьё является одной из базовых отраслей экономики Томской области. Нефтегазовый комплекс обеспечивает экономику региона ресурсами энергетики, а также приносит большую часть поступлений в бюджет региона. Однако наблюдается уменьшение количества месторождений, которые ещё неразведаны, а это ведёт к уменьшению добычи нефти и налоговых поступлений. Таким образом, становится целесообразным внедрять новые научные подходы к увеличеню добычи из существующих месторождений и увеличению эффективности разработки вновь открытых. Изучаемое месторождение состоит из трёх продуктивных пластов. На одном из пластов (Ю13) методика учёта анизотропии проницаемости уже внедрена и апробирована. Таким образом, на данный момент анизотропная модель реализована только на одном пласте. Цель работы - проверить, можно ли применять подходы распространения анизотропии для других пластов одного месторождения. Основным фактором является то, что тип коллектора в пластах одинаковый - терригенный, кардинальные генетические изменения отсутствуют. Расчёты подтверждают положительный результат от внедрения эффектов анизотропии проницаемости на пласте Ю1м. Это приближает создание анизотропной модели всего месторождения целиком и проверку фильтрации углеводородов по всем скважинам и интервалам перфорации. Такой подход позволит рассматривать анизотропную модель в пределах ре-перных горизонтов, моделировать разные варианты режимов работы скважин, рекомендации по наиболее эффективной системе изменения режимов работы скважин и увеличение коэффициента извлечения нефти. Активизация интереса со стороны компаний нефтегазового сектора к территории Томской области стимулирует рост активности научных исследований в данной области.
Ключевые слова: анизотропия проницаемости, масштаб анизотропии, гидродинамическое моделирование, система разработки.
Введение
Пласт Ю13 изучаемого месторождения уже исследован учётом анизотропии проницаемости в гидродинамической модели. В данной статье будет изучено влияние анизотропных характеристик на терригенный пласт Ю1М посредством создания гидродинамической модели и расчёта параметров добычи.
Внедрение эффектов анизотропии на стадии моделирования
коллектора
При проведении исследования будут внедрены эффекты неоднородности проницаемости как ключевого параметра, влияющего на фильтрацию жидкости в пласте Ю1М. Для сопоставления будет дополнительно создана изотропная модель, в которой отсутствует какая-либо неоднородность (горизонтальная и вертикальная) проницаемости. Для реализации
целенаправленного моделирования изотропной модели будут использоваться разные наборы данных кубов проницаемости. Алгоритмы получения уравнений для расчёта и распределения по площади данных проницаемости получены ранее [10].
Зачастую геологическая модель содержит очень большое количество ячеек и это значительно замедляет расчёты. Одним из вариантов решения данной проблемы является масштабирование модели для ускорения расчётов гидродинамической модели. Недостатком даного подхода является дискретизация и потеря точности моделируемой информации. Поэтому для проверки качества был выбран сектор модели без применения эффектов масштабирования.
После проведения расчётов сравниваются следующие параметры: накопленная добыча воды, нефти; дебиты; обводнённость. Предварительно ожидается эффект от применения анизотропных эффектов, который будет заключаться в более точной адаптации ключевых характеристик параметров добычи и фактических данных.
Учёт анизотропии проницаемости при моделировании пласта Ю1М
Сопоставление данных проводилось по результатам расчёта деби-тов нефти и воды и фактических данных работы скважин. Идеальный случай - 100 % сопоставление расчётных и исторических данных пласта Ю1М. Гидродинамическая модель пласта Ю1М позволяет провести соответствующие расчёты и получитьпредставление о потоке флюидов. Входные данные для моделирования стандартно получены с помощью геофизических исследований скважин. Для выполнения этой задачи была создана имитационная модель изучаемого месторождения на основе существующей геологической модели. Детальная геологическая модель пласта Ю1м состоит из 480000 ячеек 200 х 160 х 15. Получены карты распределения коэффициента проницаемости и произведения коэффициента проницаемости на величины эффективных толщин. Рис. 1 демонстрирует распределение параметров.
Из первоначальной геологической модели был вырезан сектор для уменьшения времени расчёта. Длина и ширина сектора составила 6 километров. Таким образом, размеры модели становятся равными 140 х 140 х 20 ячеек. Общее количество составляет 392000 ячеек, а 301860 из них активные. Выбор сектра основывался на наличии скважин в этом секторе и максимальном количестве исходных данных разного масштаба. Сектор и скважины показаны на рис. 2. В южной части пласта также присутствуют скважины, но объёмы исследований, в том числе трассерных там меньше, поэтому используется сектор из северной части месторождения. Также в южной части наблюдаются зоны отсутствия коллектора, его повышенная глинизация.
Рис. 1. Карта проницаемости (слева) и параметра Ш (справа) пласта
ЮМ
Рис. 2. Выбор сектора на карте проницаемости
Были рассмотрены два варианта реализации расчётов: на изотропной и анизотропной моделях. В изотропной величины проницаемости по
всем направлениям идентичны друг другу, а в анизотропной модели использовалась методика распределения проницаемости по различным направлениям [10].
Временной интервал работы скважин составляет около десяти лет (с 2001 по 2011 годы). Результаты сопоставления данных можно увидеть сопоставляя дебиты нефти (рис. 3) и дебиты воды (рис. 4). По графикам становится видно, что изотропная модель показывает более близкие результаты дебитов, чем изотропная.
Field D ОН Production Rate (FOPR)
14
• FOPR History -FOPR anisotropic -FOPR isotropic
Рис. 3. Дебит нефти
30 "О Field D Water Production Rate (FWPR)
** С J rfï Е QT 1Л
» ¿и I« СС. С о 1С Д. Д/ /•Ai «V
? U 3 TJ О 10 Ь. Q. w О л 5 п /¿Л I • ж • m m W«\A л V^ Л •
U *
/Jj^Vji« Ш*
S У s s / / У / jr <y- J J f S л Ov
• FWPR History -FWPR anisotropic —FWPR isotropic
Рис. 4. Дебит воды
Анализ проведённых расчётов
Обычная изотропная модель без учета неоднородности недостаточно качественно прогнозирует дебиты воды и нефти (рис. 3, 4). Хотя, стоит отметить что с самого начала процесса добычи и до мая 2002 год адаптация изотропной и анизотропной моделей идут практически одинаково качественно.
На протяжении около двух лет с сентября 2003 г. по сентябрь 2005 г. наблюдается рост дебитов нефти и воды и с этого момента уже наблюдается расхождение между моделями. В этот период начинает производиться закачка воды и вводятся в эксплуатацию нагнетательные скважины. Нагнетательные скважины расположены близко к добывающим (рис. 2). В однородной модели происходит быстрый прорыв воды в северо-восточном направлении. Модель с учетом неоднородности отражает более близкое расположение кривых расчётных дебитов и фактических точек.
Более поздний период разработки характеризуется повышенной добычей воды. Тем не менее, анизотропная модель более качественно отражает историю добычи. Расхождения между фактическими и расчётными данными составляют около 5 %. Важно отметить, что модель с учётом неоднородности сохраняет тренд изменения дебитов нефти и воды.
Описанная ранее ситуация подтверждается дебитами нефти и воды на рис. 3, 4. Из-за раннего прорыва воды увеличенная добыча воды в изотропной модели приводит к более низкому дебиту нефти по сравнению с историческими данными. В то же время, учитывая влияние анизотропии проницаемости, анизотропная модель демонстрирует данные, близкие к истории добычи из-за меньшей скорости потока воды в северо-восточном и юго-западном направлениях. Результаты расчёта дебита воды на рисунке 4 показывают схожие расчёты для изотропной и анизотропной моделей. До этого времени месторождение разработывалось на истощении без внедрения системы поддержания пластового давления. С течением времени расхождение между фактическими и историческим данными увеличивается, что не позволяет использовать изотропные модели для дальнейшего прогноза свойств. В противном случае это будет приводить к неправильному расчёту параметров и постоянной переадаптации модели к истории разработки. Итоговые расчёты на изотропно модели показывают близкое схождение с историческим иданными. Расхождение в расчётах составляет 48 % по изотропной модели и 4 % по анизотропной модели для дебита нефти.
Результаты исследований и выводы
Анзиотропная гидродинамическая модель, реализованная для пласта Ю1М показывает очень хорошую адаптацию данных и допустимое расхождение расчётных и фактических параметров добычи. Внедрение анизотропии в геолого-гидродинамическое моделирование целесообразно для достоверного проноза добычи углеводородов.
Список литературы
1. Пятибратов П. В., Аубакиров А. Р. Оценка влияния анизотропии пласта по проницаемости на эффективность циклического заводнения / П. В. Пятибратов, А. Р. Аубакиров // Экспозиция нефть газ. 2016. № 5. C. 35-37.
2. Gray D. H., Fatt I. The Effect of Stress on Permeability of Sandstone Cores // Society of Petroleum Engineers. 1963.doi:10.2118/531-PA
3. Жабрев И.П., Стуканогов Ю.А. Зависимость нефтеотдачи от направления вытеснения нефти водой из анизотропных по проницаемости пластах // Геология нефти и газа. 1992. №8. С. 34-36.
4. Kebaili A., Schmitt, D. Velocity anisotropy observed in wellbore seismic arrivals: Combined effects of intrinsic properties and layering. Geophysics. 61. 12-20. 1996. doi: 10.1190/1.1443932.
5. Her-Yuan C., Hidayati D. T., Teufel L. W. Estimation of Permeability Anisotropy and Stress Anisotropy From Interference Testing // Society of Petroleum Engineers. New Mexico Institute of Mining and Technology. 1998. Р. 110.
6. Makhenko R.Y., Tarokh A. Anisotropy in the undrained pore pressure response of rock.52nd U.S. Rock Mechanics // Geomechanics Symposium. Seattle, Washington. USA. 17-20 June. 2018. Р. 40-51.
7. Carpenter C. Better permeability estimation from wireline formation testing // Journal of Petroleum Technology. February. 2018. Vol. 70. P. 66-68.
8. Liu S., King M. J. Improved calculation of effective permeability for pore network models using the diffuse source methodology // 81st EAGE Conference and Exhibition. London, England, UK. 3-6 June. 2019. P. 1-19.
9. Pan Y., Medhat M.K., Wayne N. Fieldwide determination of directional permeabilities using transient well testing // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, May. 2019. Vol. 22. P. 1-11.
10. Коровин М.О. Методика количественной оценки латеральной анизотропии фильтрационно-ёмкостных свойств терригенных коллекторов на базе комплексного анализа геолого-геофизических данных: дис. ... канд. геол.-минерал. наук. Томск, 2017. 108 с.
Коровин Михаил Олегович, канд. геол.-мин. наук, доц., korovinmo@hw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
PERMEABILITY ANISOTROPY EFFECTS APPLICATION IN THE SIMULATION MODEL ON THE EXAMPLE OF J11 TERRIGENOUS FORMATION
M.O. Korovin
Hydrocarbon raw materials are one of the basic sectors of the economy of the Tomsk region. The oil and gas complex provides the region's economy with energy resources, and also brings in most of the revenues to the region's budget. However, there is a decrease in the number of fields that are not yet explored, and this leads to a decrease in oil production and tax revenues. Thus, it becomes expedient to introduce new scientific approaches to increase production from existing fields and increase the efficiency of the development of newly discovered ones.
The studied field consists of three productive layers. In one of the reservoirs (Yu13), the method for accounting for permeability anisotropy has already been introduced and tested. Thus, at the moment, the anisotropic model is implemented only on one reservoir. The purpose of the work is to check whether the anisotropy propagation approaches can be applied to other reservoirs of the same field. The main factor is that the type of reservoir in the reservoirs is the same - terrigenous, there are no cardinal genetic changes.
The calculations confirm the positive result from the introduction ofpermeability an-isotropy effects in the Yu1Mformation. This brings closer the creation of an anisotropic model of the entire field and the verification of hydrocarbon filtration for all wells and perforation intervals. This approach will allow us to consider an anisotropic model within the reference horizons, simulate different options for well operation modes, recommendations on the most effective system for changing well operation modes and increasing the oil recovery factor. Activation of interest on the part of companies in the oil and gas sector to the territory of the Tomsk region stimulates the growth of scientific research activity in this area.
Key words: permeability anisotropy, anisotropy scale, simulation modeling, development strategy
Korovin Mikhail Olegovich, candidate of geologo-mineralogical sciences, associate professor, korovinmo@hw. tpu.ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University
Reference
1. Pyatibratov P. V., Aubakirov A. R. Assessment of the influence of reservoir anisotropy on the efficiency of cyclic flooding / P. V. Pyatibratov, A. R. Aubakirov // Exposure oil gas. 2016. № 5. C. 35-37.
2. Gray D. H., Fatt I. The Effect of Stress on Permeability of Sandstone Cores // Society of Petroleum Engineers. 1963.doi:10.2118/531-PA
3. Zhabrev I.P., Stukanogov Yu.A. The dependence of oil recovery on the direction of oil displacement by water from anisotropic permeability formations // Geology of oil and gas. 1992. No. 8. pp. 34-36.
4. Kebaili A., Schmitt, D. Velocity anisotropy observed in wellbore seismic arrivals: Combined effects of intrinsic properties and layering. Geophysics. 61. 12-20. 1996. doi: 10.1190/1.1443932.
5. Her-Yuan C., Hidayati D. T., Teufel L. W. Estimation of Permea-bility Anisotropy and Stress Anisotropy From Interference Testing // Society of Petroleum Engineers. New Mexico Institute of Mining and Technology. 1998. p. 1-10.
6. Makhenko R.Y., Tarokh A. Anisotropy in the undrained pore pres-sure response of rock.52nd U.S. Rock Mechanics // Geomechanics Symposium. Seattle, Washington. USA. 17-20 June. 2018. p. 40-51.
7. Carpenter C. Better permeability estimation from wireline formation testing // Journal of Petroleum Technology. February. 2018. Vol. 70. P. 66-68.
8. Liu S., King M. J. Improved calculation of effective permeability for pore network models using the diffuse source methodology // 81st EAGE Conference and Exhibition. London, England, UK. 3-6 June. 2019. P. 1-19.
9. Pan Y., Medhat M.K., Wayne N. Fieldwide determination of differential permeabilities using transient well testing // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, May. 2019. Vol. 22. P. 1-11.
10. Korovin M.O. Methodology for quantitative assessment of lateral anisotropy of filtration-capacitive properties of terrigenous reservoirs based on a complex analysis of geological and geophysical data: dis. ... candidate of geol.- mineral sciences. Tomsk, 2017. 108 p.
УДК 622-1/-9; 621.983 DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-332-339
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ПОЛУЧЕНИЯ РИФЛЕЙ
НА НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ЦИЛИНДРИЧЕСКОЙ
ОБОЛОЧКИ
В.Д. Кухарь, С.С. Яковлев
Исследуется способ получения рифлей на наружной поверхности цилиндрической оболочки с помощью редуцирования. Описываются разновидности изготовления деталей редуцированием. Приводятся результаты компьютерных моделирований. Основное внимание уделяется разновидностям редуцирования и их влиянию на формование рифлей на наружной поверхности полуфабриката, а также на технологическую силу процесса формования рифлей. Анализируются особенности формирования рифленой поверхности в зависимости от разновидностей редуцирования, которые определяются размерами зазоров между пуансоном и фасонной матрицей. Приводятся изображения получаемых изделий в процессе деформирования, а также графики технологических сил проведенных операций. Результаты получены с помощью метода конечных элементов в программе QFORM. Делаются выводы о возможности применения того или иного способа формирования рифлей редуцированием в зависимости от зазора между заготовкой и впадиной фасонной матрицы. На основании анализа течения материала и силовых нагрузок, устанавливается целесообразность применения различных видов редуцирования.
Ключевые слова: горные машины, рифление, рифли, пластическая деформация, компьютерное моделирование, редуцирование, технологическая сила, метод, локальное формоизменение, цилиндрическая оболочка.
Введение
В горнодобывающей промышленности используется широкая номенклатура изделий, в том числе и с рифленой поверхностью [1]. Получение таких деталей весьма сложное, т.к. требуется специальное оборудование или инструмент. При этом рифление наружной поверхности оболочки может проводиться разными методами, однако наиболее производительным является операция редуцирования оболочки пуансоном через фасонную матрицу [2]. Механика деформирования при реализации способа
