CC BY
23
УДК 551.1/.4
ВЛИЯНИЕ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ НА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ БЛОКА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Р.И. Ермеков, В.П. Меркулов, О.С. Чернова, М.О. Коровин
Рассмотрено гидродинамическое моделирование нефтяного месторождения и степень влияния внедрения анизотропии проницаемости на результаты основных параметров разработки (накопленной добычи нефти, накопленной добычи жидкости, накопленной закачки воды). Отражена краткая геологическая информация по строению месторождения и основных его особенностях. Проанализировано сравнение гидродинамических расчётов текущей системы разработки и предлагаемой опции оптимизации системы посредством уплотняющего бурения добывающих и нагнетательных скважин. На основе результатов сравнения устанавливается важность учёта анизотропии проницаемости в ходе гидродинамического моделирования, влияние эффекта установлено ещё на одном месторождении, проведены расчёты с учётом внедрения дополнительных скважин и проанализировано влияние неоднородности проницаемости на вновь пробуренные скважины.
Ключевые слова: анизотропия проницаемости, масштаб анизотропии, гидродинамическое моделирование, система разработки.
Введение
В связи с возникновением вопроса эффективной доразработки текущих залежей и залежей, характеризуемых как трудноизвлекаемые, многие авторы [1] стали подчеркивать, что весьма важной задачей в ближайшее время станет понимание поведения резервуара в новых сложных геологических условиях. Ввиду этого большое значение стало уделяться вопросу неоднородности горных пород, которая, в свою очередь, вызывает изменение фильтрационных свойств. Взаимосвязь этих двух факторов приводит к термину анизотропии проницаемости.
Постановка проблемы исследования
Первые данные об изучении анизотропии проницаемости упоминаются в работах начала 50-х годов [2], которые проводились в основном на образцах керна горных пород. В России, данное явление изучается с 1980-х годов и продолжает исследоваться по текущий момент времени [3].
На сегодняшний день изучение анизотропии происходит с помощью различных подходов и групп данных. Так, анализ литературных источников показал, что изучение анизотропии проводится по характеристикам изменения сейсмических волн, в частности скорости пробега в различных направлениях [4]. Весьма интересным является поиск анизотропии проницаемости с помощью исследований скважин на интерференцию и связи анизотропии проницаемости с анизотропией стрессовых напряжений горных пород [5]. В зарубежной практике довольно часто
проводят изучение анизотропии проницаемости с помощью опробователя пласта, спускаемого на кабеле как часть набора приборов ГИС. Величину анизотропии проницаемости в этом случае измеряют через фиксацию времени восстановления давления до первоначального значения после взятия пластовых проб флюида прибором.
Геолого-стратиграфические особенности изучаемого месторождения
пласта Ю1
По своему административному положению месторождение D расположено в Томской области. В тектоническом плане месторождение находится в системе сложных локальных поднятий разного порядка, разделенных друг от друга узкими линейными мульдообразными прогибами. Амплитуды поднятий меняются от 15 до 20 м. Рассматриваемый участок приурочен к Каймысовскому своду. Из доступных данных по тектонике участок не имеет разломов или других тектонических особенностей [6].
Нефтегазоносность рассматриваемой площади связана с верхнеюрскими отложениями, где выделяют васюганскую, георгиевскую и баже-новскую свиты [7].
По литологическому строению Васюганская свита может быть поделена на большую глинистую нижневасюганскую подсвиту (Мезозойская эратема (М7), Юрская система (I), средний отдел ^_2), Келловейский ярус к)) и песчано-глинистую верхневасюганскую подсвиту (Мезозойская эратема (М7), Юрская система (X), верхний отдел ^_3), Оксфордский (Волжский) ярус о)). Последняя представляет собой горизонт Ю1. Формирование данного горизонта происходило в регрессивно-трансгрессивную стадию формирования осадочного бассейна. В результате это позволим выделить в составе горизонта три пачки (рис. 1):
а) подугольную, состоящую из песчаника, сформировавшегося в прибрежно-морской обстановке осадконакопления во время регрессивной серии;
б) межугольную, состоящую преимущественно из глин, сформировавшихся в прибрежно-континентальной обстановке осадконакопления во время регрессивно-трансгрессивной серии;
в) надугольную, являющуюся песчаной, образованную в прибреж-но-морской обстановке осадконакопления в ходе трансгрессии.
Детальные исследования кернового материала, а также интерпретация результатов ГИС достаточно надёжно выделяют продуктивную часть месторождения в разрезе Васюганской свиты [8].
Основными породами, слагающими Георгиевскую свиту, являются темно-серые глины с включениями фауны. Мощность свиты по разрезу всего месторождения составляет пару метров.
Баженовская свита представлена толщей темных битуминозных аргиллитов, имеющих прослои различной природы (кремнистые, известкови-
стые) и содержащих включения фауны и фосфатные конкреции. Её мощность колеблется в пределах 20...30 м [9].
¡1) Промыслово-гсофшнческая характеристика продуктивной части разреза (скв.124).
б) Мл кропал со географ м я
формирования отложений верхней юры.
Купай! бвжж
Кроем Ю ~
Подошва Ю' кровля К):
Пакта Ю
Рис. 1. Объекты изучения и характеристики реперных горизонтов, выявленных по комплексу каротажных диаграмм [10]
Уникальность данной свиты выражается в том, что она с одной стороны является нефтематеринской и нефтепроизводящей толщей для верхнеюрских резервуаров, а с другой является региональной покрышкой для образованных залежей УВ.
Описанные выше толщи были однозначно выделены по ряду маркирующих горизонтов, присутствующих в осадочном разрезе. Выделение маркирующих горизонтов позволило идентифицировать пять толщ, заключенных между следующими реперными границами:
«глина» - «подошва Ю1 » (подстилающая толща глин);
3 3
«подошва Ю1 » - «кровля Ю1 » (подугольная толща);
3 2
«кровля Ю1 » - «подошва Ю1 » (межугольная толща);
2 2 «подошва Ю1 » - «кровля Ю1 » (надугольная толща);
«кровля Ю1 » - «баж-подошва» (георгиевская свита). На основании данного расчленения разреза на толщи были построены корреляционные схемы, а также составлены структурные карты поверхностей продуктивных пластов (рис. 2).
3
Рис. 2. Схема корреляции пласта Ю1 в области развития едольберегоеых песчаных баров [10]
Основные промышленные запасы рассматриваемой площади сосредоточены в пласте Ю1 . Общая толщина пласта варьирует в пределах от 16 до 22 м. Залежь пласта Ю12 является возвратным объектом разработки, и при дальнейшем анализе не рассматривается.
Гидродинамическое моделирование с учётом анизотропии Для построения анизотропной модели были взяты значения вертикальной и латеральной анизотропии на основании исследований. После подсчёта значений вертикальной и латеральной анизотропии первым шагом стало сравнение поведения изотропной модели с фактическими данными разработки. В соответствии с исходными показателями были получены данные о разработке месторождения в период с 1999 по 2013 годы. Таким образом, модельные расчёты были проведены для заданного интервала времени. Стоит отметить, что в изотропной модели значение вертикальной анизотропии было равно 0,1, которое является стандартным значением для изотропных моделей. Результаты этих подсчётов отражены на рис. 3 - 5.
Накопленная добыча нефти
5000000
4500000
4000000
® 3500000 Я
*§ 3000000 ч
£ 2500000
Ц 2000000
| 1500000
Л 1000000
500000
о
..... 1
ьн
и*
♦ ♦
т ■ ■ , , ■ ■ ■ .к»'
0 г ..... ■ ■ * "
.....
и
# # # # # # # # ^ ср-
V4 Чу <> ч^ ч>
Время, год
Фактические данные, мЗ Модельные данные, мЗ
Рис. 3. Сравнение фактической и модельной (изотропной) накопленными добычами нефти
Рис. 4. Сравнение фактической и модельной (изотропной) накопленными добычами воды
Накопленная закачка воды
14000000 12000000
ЕЗ' 10000000
нн
§
со
8000000 6000000
Й 4000000 й
К 2000000
о
# # ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ <5? ^ ^
лПГ лТр .«Г
\>
Время, год
Фактические данные, мЗ Модельные данные, мЗ
Рис. 5. Сравнение фактической и модельной (изотропной) накопленными закачками воды
Разница между параметрами разработки приведены в табл. 1.
Таблица 1
Разница между фактическими и модельными данными
Накопленная
2,23 14,51 4,83
Как видно, реальные данные разработки во много раз превышают модельные. Коэффициент извлечения нефти (КИН) по фактическим данным составил 33,41 %, в то время как КИН по модели равнялся 15 %. Такая значительная разница связана с тем, что модель не подвергалась тем воздействиям, которым подвергался реальный пласт. К сожалению, из-за недостатка всех данных разработки реального пласта, создание похожей модели было невозможно, в том числе с учётом анизотропии проницаемости. Поэтому было решено проводить дальнейшее исследование на анизотропной модели, построенной по известным данным.
Оптиимизация системы разработки Было рассмотрено несколько опций по улучшению существующей системы разработки. Известно, что последние данные по разработке были доступны до начала 2013 года. Целью улучшения системы разработки является создание доказательной основы, подтверждающей влияние учёта анизотропии проницаемости. Для начала была построена и проанализирована карта остаточных запасов, соответствующая началу 2013 года (рис. 6).
По итогам её анализа было принято решение провести гидродинамический расчёт анизотропной модели в течение определенного промежутка времени (5 лет) при существующей системе разработки. Итоги данного расчёта представлены в табл. 2.
Таблица 2
Параметры вариограмм пористости и уравнения для расчёта проницаемости для каждой фации
Параметры разработки Базовый случай, млн м3
Дебит нефти 2,513
Дебит воды 2,954
Дебит жидкости 5,567
КИН 0,189
На основании полученных результатов были предприняты шаги по улучшению текущей системы разработки с сохранением рентабельности добычи углеводородов и эффективности вытеснения остаточных запасов. В данной работе описываются результаты по уплотняющему бурению.
Из анализа карты остаточных запасов было видно, что существует две наиболее подходящие точки для уплотняющего бурения (рис. 6).
Далее анализу подверглась карта средних пластовых давлений. Из её рассмотрения удалось установить зоны, имеющие значительно низкие давления. Такими зонами оказались южная и северо-восточная части карты. Поэтому для устранения таких зон и оптимизации процесса вытеснения флюидов было принято решение о бурении пяти дополнительных нагнетательных скважин (рис. 7). Более того, было отмечено, что северовосточная зона пониженного давления соответствовала зоне пониженных значений проницаемости, что также служило важным знаком, так как в таких зонах происходит затрудненное движение флюидов и необходимо принятие мер по стимуляции притока. Результаты данных расчётов представлены в табл. 3.
Таблица 3
Сравнение изотропной и анизотропной моделей с улучшенной
Параметры разработки, млн м3 Изотропная модель Анизотропная модель
Дебит нефти 2,951 2,906
Дебит воды 5,531 4,540
Дебит жидкости 8,222 7,301
КИН 0,226 0,221
Из результатов можно видеть, что дельта между двумя случаями по накопленной добычи нефти составила 0,045 млн м , накопленной добычи
33
жидкости - 0,991 млн м , накопленной закачке - 0,921 млн м . Как следствие, учёт анизотропии в рассматриваемом случае привёл к снижению накопленных показателей по добычи и закачке по сравнению с изотропной моделью, что несомненно подчеркивает важность данного явления.
Результаты исследований и выводы
Рис. 6. Карта остаточных запасов на 2013 год с указанием точек уплотняющего бурения
Рис. 7. Карта давлений на 2013 год с указанием уплотняющего бурения
Таким образом, на основании исходной геологической информации рассматриваемого месторождения и текущих параметров разработки были проведены расчёты, отражающие существенное влияние анизотропии проницаемости в ходе оптимизации системы разработки посредством уплотняющего бурения скважин. Установлена важность учёта параметра в ходе построения геологической и расчётов гидродинамической моделей.
Список литературы
1. Пятибратов П. В., Аубакиров А. Р. Оценка влияния анизотропии пласта по проницаемости на эффективность циклического заводнения // Экспозиция нефть газ. 2016. № 5. С. 35-37.
2. Gray D. H., Fatt I. (1963, June 1). The Effect of Stress on Permeability of Sandstone Cores // Society of Petroleum Engineers. 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. (1996). Velocity anisotropy observed in wellbore seismic arrivals: Combined effects of intrinsic properties and layering. Geophysics, 61, 12-20. 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. 1-10.
6. Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты // Томск: Изд-во ТПУ, 2006. 291 с.
7. Панков В.Н., Суханова О.Н., Параева С.А. Особенности геологии и разработки Крапивинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2006. № 8. С.68-72.
8. Чернова О.С., Жуковская Е.А. Биостратиграфическая характеристика отложений горизонта Ю-1 Крапивинского нефтяного месторождения // Известия Томского политехнического университета. «Науки о Земле». 2010. Т. 317. № 1. С. 122-127.
9. Чернова О.С. Научные основы построения геостатических моделей и геометризации юрско-меловых природных резервуаров Западной Сибири на базе петрофизических и седиментологических исследований керна: дис. ... д-ра геол.-мин. наук / Национальный исследовательский Томский политехнический университет. Томск, 2018. 522 с.
10. Панков М. В., Белозеров В.Б., Мангазеев П.В. Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения // Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела: отчёт. Томск, 2004. 425 с.
Ермеков Роман Игоревич, асп., trommkaamail.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Меркулов Виталий Павлович, канд. геолого.-минер. наук, вед. эксперт, merku-lovvpahw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Чернова Оксана Сергеевна, д-р геолого.-минер.наук, вед. эксперт, cherno-vaosahw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Коровин Михаил Олегович, канд. геолого.-минер.наук, инженер, ko-rovinmoahw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
THE INFL UENCE OF PERMEABILITY ANISOTROPY ON SIMULA TION OF OILFIELD
DEVELOPMENT
R.I. Yermekov, V.P. Merkulov, O.S. Chernova, M.O. Korovin
Effective oil fields exploration taking residual reserves into account requires implementation of alternative parameters which were not used earlier. One of such parameters is permeability heterogeneity of reservoir simulation properties. Additionally, it is necessary to check the influence of this phenomena on other oil fields, implement it in simulation model and understand how it will react, what calculation will it show and how they will compare with actual exploration data. The article discusses simulation of oilfield and impact of introduction of permeability anisotropy on results of the main development parameters (cumulative oil production, cumulative liquid production, cumulative water injection). Briefly reviews geological information of field structure and its main features. Comparison simulation results of current development system and proposed option to optimize system by means infill drilling. As a result, based on comparison it is stablished that permeability anisotropy is important when taking into account during simulation of infill drilling option. Necessity of permeability heterogeneity implementation was additionally understood during simulation modeling. Provided calculations showed the influence of permeability heterogeneity on the fluid flow from the new drilled wells.
Key words: permeability anisotropy, anisotropy scale, simulation modeling, development strategy.
Roman Igorevich Yermekov, graduate student, ermekov riairkutskoil.ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University,
Vitaly Pavlovich Merkulov, candidate of geologo-mineralogical science, lead expert, merkulovvpahw. tpu.ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University,
Oksana Sergeevna Chernova, doctor of geologo-mineralogical science, lead expert, chernovaosahw. tpu. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University,
Mikhail Olegovich Korovin, candidate of geologo-mineralogical science, engineer, korovinmoahw. tpu. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University
Reference
1. Pyatibratov P. V., Aubakirov A. R. Estimation of the influence of anisotrophy of the reservoir on the permeability of the efficiency of cyclic flooding // Oil and gas exhibition. 2016. No. 5. Pp. 35-37.
2. Gray D. H., Fatt I. (1963, June 1). The Effect of Stress on Permeability of Sandstone Cores // Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/531-PA
3. Zhabrev I. P., Stukanogov Yu. a. Dependence of oil recovery on the direction of oil displacement by water from anisotropic reservoirs in terms of permeability // Geology of oil and gas, 1992, no. 8, Pp. 34-36.
4. Kebaili A., Schmitt, D. (1996). Velocity anisotropy observed in wellbore seismic arrivals: Combined effects of intrinsic properties and layering. Geophysics, 61, 12-20. doi: 10.1190/1.1443932.
5. Her-Yuan C., Hidayati D. T., Teufel, L. W. Estimation of Permeabil-ity Anisotro-py and Stress Anisotropy From Interference Testing // Society of Petroleum Engineers — New Mexico Institute of Mining and Technology. 1998. P. 1-10.
6. Belozerov V. B., brylina N. A., Danenberg E. E. geological structure and oil and gas potential of the upper Jurassic-lower Cretaceous deposits of the South-East of the West Siberian plate // Publishing house of the TPU. Tomsk, 2006. 291 p.
7. Pankov V. N., Sukhanova O. N., Paraeva S. A. Features of Geology and development of the krapivinsky field // Oil industry. - Moscow, 2006. no. 8. Pp. 68-72.
8. Chernova O. S., Zhukovskaya E. A. Biostratigraphic characteristics of deposits of the Yu-1 horizon of the krapivinsky oil field // Proceedings of Tomsk Polytechnic University. 2010. Vol. 317, No. 1: earth Sciences, Pp. 122-127.
9. Chernova O. S. Scientific bases of construction of geostatic models and geometri-zation of Jurassic-Cretaceous natural reservoirs of Western Siberia on the basis of petrophysi-cal and sedimentological core studies: dis. ... doctor of geological Sciences / national research Tomsk Polytechnic University. Tomsk, 2018. 522 p.
10. Pankov M. V., Belozerov V. B., Mangazeev P. V. Analysis Of the development of the krapivinsky oil field // Center for professional retraining of oil and gas specialists: report. Tomsk, 2004. 425s.
УДК 622.271:627.421.4
ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАБИОННЫХ КОНСТРУКЦИЙ ПРИ КОМПЛЕКСНОМ ОСВОЕНИИ
ГЕОРЕСУРСОВ
О.В. Зотеев, Т. С. Кравчук, И.А. Пыталев, В.В. Якшина
Выявлены перспективные направления применения габионных конструкций, способных обеспечить реализацию комплексного освоения участка недр Земли при использовании пород вскрыши для создания техногенной емкости. Рассмотрены конструкционные и технологические решения, направленные на повышение эффективности отработки балансовых запасов месторождения за счет своевременного целенаправленного формирования техногенного георесурса. Представлена методика расчета внешней устойчивости габионных конструкций.
Ключевые слова: горнотехническая система, габионы, откос, техногенный георесурс, ограждающая дамба, техногенная емкость.
На сегодняшний день эффективность развития горнодобывающей отрасли зависит от возможности обеспечения комплексного освоения участка недр Земли, включающее не только отработку балансовых запасов, но и возможности целенаправленного формирования техногенного георесурса для дальнейшего его использования, в том числе и при непосредственном ведении добычных работ. Однако общемировая тенденция снижения качества полезных ископаемых, истощение минерально-сырьевой базы, усложнение горнотехнических условий и одновременный рост спроса на металл неизбежно ведут к вовлечению в разработку месторождений с
