Геологические модели построены в соответствии с требованиями РД и могут использоваться для создания гидродинамических моделей.



Гидродинамическое моделирование

Пласты БП110 и БП111, БП121 и БП122, Ю11 и Ю12 выделены в единые эксплуатационные объекты соответственно БП11, БП12, Ю1. Пласты БВ16 и БВ17 являются самостоятельными объектами разработки. С учетом отмеченных обстоятельств были созданы обособленные фильтрационные модели по каждому из пластов ачимовской толщи БП16, БП17, ,и единые сеточной области по группе пластов (БП110 и БП111, БП121 и БП122, Ю11 и Ю12), в которых дополнительно выделялись отдельные объекты по залежам. Модели по пласту Ю0 не строились в виду его недостаточной изученности, что, по мнению, экспертизы правомерно. При построении использовался программный комплекс Eclipse 100 (©Schlumberger).

В качестве исходной информации для построения гидродинамических моделей использовались имеющиеся данные о петрофизических свойствах слагающих пород, данные о физико-химических свойств пластовых флюидов, а также результаты опробования и гидродинамических исследований скважин. Использование всей имеющейся исходной информации позволило создать представительное геолого-технологическое описание пластов-коллекторов Вынгаяхинского соответствующее текущей стадии изученности.

Процедура ремасштабирования

Гидродинамические расчеты рекомендуется проводить на детальных моделях максимально приближенных к геологическим. Однако размер и строение основной залежи пласта БП111 не позволяют проводить расчеты на детальных моделях с высоким вертикальным разрешением, так как гриды фильтрационных моделей ограничены пятью миллионами ячеек. Таким образом, для БП111 были выделены три области, соответствующие блокам разработки: северная, центральная и южная, что позволило уменьшить размеры сеточной области.

На остальных объектах разработки БП12, БП16, БП17 и Ю1 гидродинамически изолированные залежи, на которой велась разработка, были выделена в отдельную модель, что позволило уменьшить количество неактивных ячеек в сетке и увеличить скорость расчета.

Ремасштабирование производилось путем создания геометрии с горизонтальной нарезкой слоев, по неравномерной нерегулярной схеме. В основе метода лежит представление исходной ГМ в виде отдельных независимых элементов. Каждый столбец ячеек геологической модели принимает непосредственное участие в процессе формирования расчетных слоев гидродинамической модели и вносит свой, присущий лишь ему, характер распределения прерывистости по вертикали в общую схему выделения слоев. На первом этапе в каждом столбце исходной ГМ формируется независимо друг от друга индивидуальная схема выделения слоев, основанная на анализе ГСР. Затем строится целостная расчетная сеточная область гидродинамической модели путем сглаживания и интерполяции промежуточных линий сетки между соседними столбцами

В соответствии с положениями регламента для преобразования геологических кубов в фильтрационные использовались следующие методы осреднения:

- для параметра «литология» – метод арифметического осреднения с заданием весового параметра равного общей толщине коллектора;

- для параметра «эффективная пористость» – метод арифметического осреднения с заданием весового параметра, равного эффективной толщине коллектора;

- В связи с изменением схемы нарезки слоев в фильтрационных моделях при переносе проницаемости из геологической сетки в фильтрационную для параметра «проницаемость» использовался метод диагонального тензора проницаемостей (метод моделирования фильтрации однофазной несжимаемой жидкости в направлениях координатных осей).

 

Задание свойств пластовых флюидов и пород

Для построения кубов нефтенасыщенности гидродинамических моделей Вынгаяхинского месторождения был принят подход, основанный на равновесном состоянии флюидов пласта в каждой области сеточной модели. В залежах с наклонным ВНК такой подход проблематичен, поэтому авторами было задано начальное водораспределение кубом, а затем в каждой ячейке были смасштабированы кривые капиллярного давления нефть-вода, таким образом, чтобы именно это распределение воды получилось в уравновешенном начальном решении. При эксплуатации объекта Ю1 забойное давление в скважинах падало ниже давления насыщения нефти газом. Исходя из этого, для объекта Ю1 была принята трехфазная модель «живой» нефти, для остальных пластов, в которых высокие текущее давление, применялась модель “черной нефти”

PVT-свойства «живой» нефти приняты по результатам исследования глубинных проб при дифференциальном разгазировании. В моделях свойства заданы в виде зависимостей давления насыщения, объемного коэффициента и вязкости от газосодержания.

Для задания коэффициентов остаточной нефте- и водо- насыщенности были взяты исследования по 90 образцам керна из пластов БП110, БП111, БП12, БП16, Ю1 и взяты соответствующие средние значения для каждого пласта. Для пласта БП17 в качестве аналога использовался пласт БП16.

Определение фазовых проницаемостей для нефти и воды по пласту БП110 было проведено всего двух образцах керна. Для пласта БП111 определение фазовых проницаемостей для нефти и воды было проведено на девяти образцах керна. Для пластов группы БП12 определение фазовых проницаемостей для нефти и воды было проведено на трех образцах керна. Для пласта БП16 определение фазовых проницаемостей для нефти и воды было проведено на восьми образцах керна. Для объекта Ю1 определение фазовых проницаемостей для нефти и воды было проведено на восьми образцах керна.

В гидродинамической модели были заданы соответствующие осредненные фазовые кривые, которые в процессе адаптации изменялись в пределах, ограниченных максимальным и минимальным кривыми, полученными в лабораторных исследованиях.

Исследования остаточной нефтенасыщенности в системе «нефть-газ» на керновом материале не проводились, значение остаточной нефтенасыщенности в системе «нефть-газ» было принятым 0,46 д. ед для пласта Ю11 и 0,32 д.ед для пласта Ю12.

 

Подсчет запасов УВ.

Первым этапом адаптации модели является настройка на запасы, величина погрешности которых косвенно свидетельствует о корректности построенной модели.

При подсчете запасов по модели кубы насыщенности фильтровались по отметке ВНК.

Расхождение по запасам составляет порядка 5 %, что допускается РД.


Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 452; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!