Главная | Обратная связь
МегаЛекции

Методика выделения типов коллектора для месторождения.





Породы юрских коллекторов месторождений Западной Сибири характеризуются слабой согласованностью ФЕС. Для построения цифровой модели конкретного резервуара следует определиться в базовом элементе, характеризующем, с одной стороны, структуру модели и неоднородность ее ФЕС, а с другой, -связь базового элемента с геологическими, петрофизическими и гидродинамическими исследованиями. С учетом того, что ФЕС отражаются в значениях пористости и проницаемости, наиболее целесообразно в качестве основы формирования математической модели принять параметр, интегрирующий эти характеристики.

В отечественной литературе в рамках такого подхода разработана оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью [1]. Ее существенным недостатком является отсутствие контроля изменения между пористостью и проницаемостью в пределах выделенных классов коллекторов, что связано с качественным подходом систематизации пористости и проницаемости в зависимости от гранулометрической неоднородности терригенного резервуара.

В практике зарубежных исследований интеграция пористости и проницаемости при описании ФЕС гранулярного коллектора рассматривается с точки зрения концепции гидравлических единиц потока (коллектора) HU [2-7], позволяющих выделять типы (классы) пород с близкой характеристикой порового пространства. В соответствии с формулировкой гидравлическая единица юллектора (потока) определяется как «представительный элементарный объем породы, внутри которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличны от свойств других пород». Кроме петрофизических параметров гидравлические единицы имеют пространственное развитие, подчеркивая литологи-ческую и фациальную неоднородность коллектора. Однако при этом один тип коллектора может образовываться в различных фациальных обстановках и наоборот, как правило, в пределах одной фации присутствует несколько гидравлических единиц потока. Возможность HU характеризовать неоднородность ФЕС резервуара в пространстве позволяет выбрать ее в качестве базового элемента при построении математической модели коллектора. Выделение гидравлической единицы потока базируется на расчете параметра индикатора гидравлической единицы Flow zone indicator - ¥71 по пористости и проницаемости, полученным для конкретных образцов керна, где ф - пористость (porosity); k - проницаемость (permeability).



Концепция гидравлических единиц подразумевает, что существует ограниченное число типов коллектора, характеризующихся уникальным средним значением FZI, и разброс значений FZI относительно среднего вызван случайными экспериментальными погрешностями. Прежде всего необходимо определить число таких типов коллекторов и границы FZI для каждого из них. Созданные в методике данного направления процедуры ориентированы на использование имеющихся экспериментальных данных по керну и множества качественных графических и аналитических методов. Проведенная систематизация распределения FZI в зависимости от пористости и проницаемости резервуара с учетом неоднородности его порового пространства (размер и схожесть формы зерен, извилистость поровых каналов и др.) позволила специалистам Томского политехнического университета и ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» разработать схему классификации терригенных коллекторов для месторождений Томской области на основе выделения гидравлических единиц потока. Для всей совокупности терригенных резервуаров исследуемых месторождений выделены классы гидравлических единиц потока, имеющие определенные диапазоны, которые характеризуются близкими средними значениями FZI. В таблице приведены характеристики FZI для пласта Ю23 Крапивинского месторождения.

Практические процедуры выделения классов коллекторов и построения при таком подходе фильтрационной модели основаны на расчете (рис. 2, Б) и последующей систематизации (см. рис. 2, Д) комплексного параметра FZI. Основой систематизации является выделение на графике накопленной частоты комплексного параметра FZI (см. рис. 2, Д) прямолинейных участков, соответствующих гидравлическим единицам потока (классы коллектора).

 

 

ни

  FZI  

Средняя пористость

Средняя проницаемость, 103 мкм2

Седиментационная характеристика

минимальный максимальный средний
7 6,00 10,69 7,7 0,19 711 Песчаники среднезернистые, однородные, хорошо отсортированные
6 3,00 5,99 4,2 0,175 174 Песчаники средне- и мелкозернистые, однородные
5 1,50 2,99 2,1 0,167 36 Песчаники мелко- и среднезернистые с градационной слоистостью.
4 0,75 1,49 1,10 0,145 5,75 Песчаники мелкозернистые и алевролиты с прослоями глинисто-углистого детрита
3 0,37 0,74 0,54 0,139 0,92 Песчано-алеврито-гинистые разности
2 0,20 0,36 0,3 0,118 0,18 Разнообразная слоистость
1 0,19 0,186 0,164 0,112 0,07 Алеврито-глинистые разности. Разнообразная слоистость

Если FZI имеет устойчивые корреляционные зависимости с литологическими, петрофизическими, гранулометрическими, геофизическими свойствами породы (см. рис. 2, А), то классы коллектора связаны с гидродинамическими (см. рис. 2, В, Е) параметрами пласта. С точки зрения гидравлических единиц потока отношение параметров пористости и проницаемости рассматривается как совокупность зависимостей для каждого выделенного класса коллектора (см. рис. 2, Г). Это позволяет по значениям пористости и выделенному классу коллектора более точно определять его проницаемость.

Построение петрофизической модели. С учетом реализации стохастической модели резервуара в межскважинном пространстве для каждого слоя в пределах каждой фациальной обстановки формируются свои гистограммы распределения гидравлических единиц потока. Поскольку проведенная систематизация FZI позволяет построить зависимость пористости и проницаемости от класса коллектора, можно прогнозировать проницаемость коллектора, если для анализируемой точки разреза по данным ГИС определены пористость и номер гидравлической единицы потока.

Процедуры формирования петрофизической модели с учетом выделения классов коллекторов предусматривают следующие пошаговые действия.

Шаг 1. (рис. 3, А). Формирование объемной сетки модели в соответствии с существующим регламентом.

Шаг 2. Выделение совокупности классов коллектора (гидравлических единиц потока) в объеме анализируемого пласта и определение для них граничных значений петрофизических и гидродинамических параметров (пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, относительных фазовых проницаемостей, капиллярных кривых) по данным лабораторных исследований.

Шаг 3. Расчет индивидуальных зависимостей пористости и проницаемости для выделенных литотипов (литофаций) по данным лабораторных исследований (см. рис. 5,Е).

Шаг 4- Определение пористости и водонасыщенности по данным ГИС в скважинах (см. рис. 3, Б).

Шаг 5- Прогноз трехмерной модели пористости коллектора с учетом данных сейсморазведки (см. рис. 3, Г). Возможные варианты реализации: 1) построение куба пористости по инверсионным преобразованиям данных сейсморазведки; 2) корректировка 3D стохастической модели пористости, построенной по данным бурения для отдельных фациаль-ных обстановок на основе карты средней пористости пласта по данным сейсморазведки 2D или 3D (см. рис. 3, В)

Шаг 6. Расчет трехмерной модели ницаемости (см. рис. 3, Щ по трехмерному кубу пористости (см. рис. 3, Г) с использованием индивидуальных фильтрационно-емкостных зависимостей (см. рис. 3, Е) и уточненной фациальной модели (см.рис.3.Д);

Шаг 7. Построение трехмерной модели распределения классов коллектора (см. рис. 3, К) на основе расчета комплексного параметра (см. рис. 3,3, И) по 3D картам пористости и проницаемости.

Шаг 8. С учетом фациальной характеристики выделенных литотипов разреза, каждой геологической ячейки в зависимости от прогнозируемого типа слоистости (упорядоченная или хаотичная) могут быть назначены векторы анизотропии проницаемости.

Основой петрофизической модели является модель распределения классов коллектора (см. рис. 3, К), которая для каждой ячейки позволяет, с одной стороны, определить гидродинамические |аметры (капиллярные кривые, фазовые проницаемости), свойственные данному классу (см. рис. 2, В, Е), а с другой, -скорректировать проницаемость на основе значений пористости в ячейке (см. рис. 3, -0 и существующих зависимостей пористости и проницаемости от класса коллектора (см. рис. 2, Г).

Построенная геологическая модель позволяет решить вопросы корректировки гидродинамической модели по проницаемости в результате изменения значения класса коллектора ячейки при постоянной пористости (см. рис. 2, Г). При этом без изменения величины балансовых запасов углеводородов залежи можно при новых значениях проницаемости и гидродинамических параметров более объективно адаптировать результаты разработки к расчетным на модели данным.

Применение методики позволяет формализовать процесс адекватного отображения литолого-фациальных особенностей геологического объекта в цифровой модели. С учетом этого строятся карты пористости и проницаемости, рассчитываются гидравлические единицы потока. Реализуемый подход дает возможность построить корректную гидродинамическую модель, позволяющую обеспечить эффективную разработку месторождения с достижением максимальных коэффициентов охвата и нефтеотдачи. Методика была реализована при выполнении работы «Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения» и применяется слушателями, обучающимися в Томском политехническом университете по международным магистерским программам университета Heriot-Watt.

Список литературы

1. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М: Недра, 1973. - 200 с.

2. Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals wells, J.О Amaefule, M. Altunbay, D Tiab etc//SPE 26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhibit., Houston, Tx. -1993.

3. Ebanks W.J. The Flow Unit Concept - An Integrated Approach to Reservoir Description for Engineering Projects, Proc, AAPG Annual Convention. - 1987.

4. Kolodzie S. Jr. Analysis of Pore Throat Size and Use of Waxman-Smits Equation to Determine OOIP in Spindle Field, Colorado: SPE 9382 presented at 55th SPE Annual Fall Technology Conference.

5. Djebbar Tiab and Erie С Donoldson. Petrophysics. Houston, 1999. - P. 94-102.

6. Jude 0. Amaefule fnd Mehmet Fltunbay, Core Laboratories; Djebbar Tiab, U. of Oklahoma; David G. Kersey end Dare K. Keelan, Core Laboratories "Enhanced Reservoir Dis-cription: Using Core and Log Data To Identify (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells" SPE 26436. - P. 205-220.

7. Global Hydraulic Elements: Elementary Petrophysics for Reduced Reservoir Model-ling/P.W.M. Corbett, Y. Ellabad, K. Mohammed, A. Posysoev/VEAGE 65-th Conference & Exhbition - Stavanger, Norway. -2-5 June 2003. - Z-99.

8. Новые подходы к описанию пластов на сибирских нефтяных месторождениях (на примере Крапивинского и Малобалык-ского месторождений) П. Корбетт, А. Дятлов, Т. Кулагина и др.//Материалы международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти». - Томск: ТомскНИПИнефть, 2004.-100 с.

Журнал «Нефтяное хозяйство» № 5, 2006





Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015- 2020 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.