Учет неоднородности пластов но проницаемости

В настоящее время достаточно полно разработаны методы гидродинамических расчетов с учетом неоднородности пластов по проницаемости, прерывистости при режимах вытеснения одно­родной нефти водой (при р_к > p_нас < p_с) ивытеснении смешива­ющимися агентами. Практика проектирования разработки при этих режимах показывает, что в неоднородных по проницаемости и прерывистости пластах в значительной мере снижается текущая добыча нефти, а также нефтеотдача вследствие неполного их охвата вытеснением.

Существенно отличаются и другие показатели разработки, в частности технико-экономические, по сравнению с расчетными показателями но схеме однородного пласта.

Не менее важное значение имеет учет неоднородности при про­ектировании разработки залежей нефти, эксплуатирующихся при режиме истощения (растворенного газа) и режимах вытеснения газированной нефти водой.

Однако до последнего времени расчеты процесса разработки залежей нефти при режиме растворенного газа выполнялись по идеализированной схеме однородного пласта для одной скважины без учета неоднородности пластов по проницаемости, прерыви­стости.

Приведем приближенный метод решения задачи по определе­нию характеристик режима истощения залежи и оценим влияние неоднородности пластов по проницаемости на технологические показатели разработки нефтяных месторождений при режиме растворенного газа.

Реальный неоднородный нефтяной пласт можно схематизиро­вать в отдельных случаях непрерывным по мощности, но неодно­родным по проницаемости при том или ином характере распреде­ления ее по объему залежи или же пластом с зональным измене­нием проницаемости, а в более общем случае — неоднородным и по проницаемости и по прерывистости.

Рассмотрим первую схему непрерывного, но неоднородного по проницаемости пласта. Для этого вида примем послойную мо­дель пласта, состоящего из отдельных прослоев различной про­ницаемости, разделенных непроницаемыми перегородками пре­небрежимо малой мощности. Характер распределения прослоев различной проницаемости по мощности может быть самым разно­образным: от линейного до того или иного вида вероятностного распределения. Характер неоднородности слоистого пласта по проницаемости определяется путем соответствующей обработки фактических геолого-промысловых данных.

Схема линейного распределения проницаемости по мощности или же фактического ее распределения, полученного по данным промысловых или геофизических исследований с привязкой к тому или иному интервалу мощности пласта, не требует особых по­яснений.

При вероятностном законе распределения проницаемости вна­чале определяют степень неоднородности пласта и параметры закона распределения по одному из известных в теории мате­матической статистики методов.

Далее, в пласте мощностью H выделяется ряд прослоев, число которых равно числу интервалов, выбранных при статистической обработке фактических данных о проницаемости по керну, в за­висимости от шага по абсолютному значению проницаемости. Параметр kh каждого прослоя определяют из условия пропорцио­нальности его произведению средней проницаемости интервала и числу определений проницаемости в каждом из них. Теперь уже можно построить схему неоднородно-слоистого по проницае­мости пласта с вероятностным распределением параметра kh или k по общей мощности Н. Задача по определению технологиче­ских показателей разработки при режиме растворенного газа может быть поставлена в двух вариантах.

1. Задано постоянное забойное давление в скважинах.

Определить изменение дебита, пластового давления, газового фактора и нефтеотдачи во времени Q = Q (t) р_к = p_K(t); Г = Г (t) и = (t).

2. Задан постоянный дебит скважины q = const. Определить: р_с = р_с (t); р_к = р_к (t); Г = Г (t) и = (t). Рассмотрим последовательность решения задачи в первой постановке.

При решении задачи принимается, что забойное давление в сква­жине р_с одинаково для всех прослоев различной проницаемости по разрезу.

Для каждого из прослоев n_i проводятся расчеты процесса разработки при режиме растворенного газа по широко известной методике Л. А. Зиновьевой — М. Д. Розенберга, т. е. при из­вестных зависимостях и N= N (р) рас­считывается зависимость между давлением на контуре и нефтена-сыщенностыо р_к = р_к (s), определяются коэффициенты а и b и затем — разность функций А. Н. Христиановича. Имея эти параметры, рассчитываются зависимости q_i = q_i (t), Г_i = Г_i (t) и p_Ki = p_Ki (t). Зная теперь изменение дебита нефти и газового фактора, а следовательно, и дебита попутного газа во времени но каждому прослою, путем суммирования по всем прослоям определяется зависимость дебита нефти, газа, газового фактора и нефтеотдачи во времени:

Изменение пластового давления от времени р_к = р_к (t) нахо­дится по кривой дебитов нефти во времени Q_H (t) для неоднород­ного пласта при использовании линейной зависимости дебита Q от Н.

Полученные зависимости для одной скважины суммируют затем по числу скважин и получают показатели разработки ме­сторождений в целом.

Расчеты процесса разработки при режиме растворенного газа с учетом неоднородности пласта по проницаемости на примере гипотетических залежей нефти А и В сопоставлены с результа­тами расчетов по схеме однородного пласта.

Рассмотрено два варианта распределения проницаемости: а) по линейному закону; б) по вероятностному логарифмически-нормальному закону с показателем неоднородности (стандартным отклонением) = 0, 8.

Число пропластков принято равным числу интервалов, на которое подразделен спектр проницаемости, из 100 определений по керну с диапазоном изменения проницаемости 0, 009—0, 09 мкм². Интервалы брались через 0, 005 мкм². Таким образом было получено 16 интервалов, т. е. вся эффективная мощность пласта Н, равная 6, 35 м, подразделена на 16 пропластков. Средняя проницаемость пропластков принималась равной средней проницаемости интер­валов.

Результаты гидродинамических расчетов для одной скважины представлены в табл. XIII.4.

Из сопоставления данных, рассчитанных по схеме неоднород­ного и однородного пласта, следует, что показатели разработки при учете неоднородности пласта существенно отличаются от показателей при схеме однородного пласта.

Текущие дебиты нефти скважин, рассчитанные по схеме одно­родного пласта, завышены на 25—30% по сравнению с расчет­ными по схеме неоднородного пласта, а темп снижения пластового давления занижен на 5—7%.

Газовый фактор в каждый момент времени по неоднородному пласту определяется как средневзвешенный по суммарному дебиту нефти разрабатываемых пропластков.

В первый период разработки (6—7 лет) значение газового фак­тора в неоднородном пласте больше, чем в однородном, вследствие большего падения давления в среднем по пласту. Затем картина меняется, так как пропластки с лучшей проницаемостью пол­ностью разработаны, средневзвешенный газовый фактор опреде­ляется только по малодебитным пропласткам.

Нефтеотдача, рассчитанная по схеме однородного пласта, на 17% выше нефтеотдачи, рассчитанной по схеме неоднородного пласта за один и тот же срок разработки нефтяной залежи (18 лет). Для получения такого же значения нефтеотдачи ( = 0, 1) по схеме в большей степени реального неоднородного пласта продолжи­тельность его разработки должна быть более чем в два раза боль­шей по сравнению с разработкой однородного пласта (38 лет вместо 18 лет при однородном пласте).

Из приведенных вариантов следует, что степень погрешности в расчетах по схеме однородного пласта по сравнению с неодно­родным определяется, в основном, степенью неоднородности пласта.