Обоснование объёмных сеток и параметров модели

Геологическая модель продуктивного Соимлор-ского месторождения построена с применением программы RMS 2012.0.2 компании Roxar.

В данной модели, исходя из степени изменчивости структурного плана и плотности геологогеофизических наблюдений, расстояние между узлами сетки по осям X и Y приняты – 100 м. При интерполяции использовали стандартный интерполяционный полиномиальный алгоритм, позволяющий минимизировать кривизну получаемой поверхности. Геологический объект по вертикали разбивался на множество элементарных слоев. Разбиение сетки по вертикали производилось в соответствии с принятой моделью осадконакопления – конформное залегание относительно кровли и подошвы пласта. В соответствии с этим объем между структурными поверхностями делился на равное количество прослоев с пропорционально изменяющейся толщиной. Количество слоев определяется степенью детальности трехмерной модели и общей толщины пласта. В данной модели количество слоев выбиралось так, чтобы средняя толщина слоев по модели составляла не более 0,34 м.

Таблица 1

Размерность геологических моделей Соимлорского месторождения

Пласт	Размер ячеек	Кол-во ячеек по оси Х	Кол-во ячеек по оси Y	Кол-во ячеек по оси Z	Общее кол-во ячеек в модели
БС 9 2	100х100х0,34	62	52	69	222456

Рис. 1. Сопоставление структурных поверхностей геологической модели пласта БС₉ ² с данными по РИГИС.

Рис. 2. Общий вид структурного каркаса продуктивного пласта БС92. Соимлорское месторождение.

В табл. 2 приведены данные по оценке корректности воспроизведения в геологической модели литологии пласта.

Нефтенасыщен-ность, доли ед.

Рис. 3. Разрез геологической модели продуктивного пласта. Соимлорское месторождение. Пласт БС92.

Проницаемость, мДа

0.001

0.005

0.010

0.025

0.050

0.065

Сопоставление литологических характеристик объекта по данным РИГИС и 3Д геологической модели

Таблица 2

Пласт	Параметры	РИГИС		Геологическая модель
				в ячейках со скважинами			по залежи
		Пределы	Среднее значение	Пределы	Среднее		Пределы	Среднее значение
					значение	отклонение от РИГИС, %
БС 9 2	Толщина эффективная, м	9,8–22,2	16,0	9,8–23,1	16,3	1,8	0,1–22,34	8,83
	Kоэф-т песчанистости д.ед.	0,36–0,7	0,57	0,36–0,7	0,57	0,0	0,01-0.783	0,379
	Kоэф-т расчлененности д.ед.	4–10	6,4	4–10	6,56	2,5	1–13	7.42
	Толщина пропластка, м	0,57– 8,4	2,51	0,37–8,5	2,44	– 2,8	0,1–8,68	1.19

Таблица 3

Сопоставление начальных параметров по данным РИГИС и геологической модели

Плас т	Параметры	РИГИС		Геологическая модель
				в ячейках со скважинами			по залежи
		Пределы	Среднее значение	Пределы	Среднее		Пределы	Среднее значение
					значение	отклонение от РИГИС, %
БС 9 2	Толщина эффективная нефтенас., м	1,5–8.1	4,40	1,56 – 8,1	4,56	3,6	0,16 – 8,6	2,87
	Кн, %.	38,9–60,7	50,1	38,9 – 58,9	48,7	– 2 ,8	34 – 64,9	47,0
	Кп, %	16,2–20,7	18,9	15,8 – 20,7	19,0	0.5	15,8–21,6	18,3
	Кпр, мД.	2,24–87,5	33,5	1 – 86,6	35,1	4,7	1 – 1 25	24,2

Приведенные материалы указывают на высокую сходимость результатов ГИС и 3Д модели.

Кубы литологии строились с применением алгоритма Production Kriging Default с учетом изменения песчанистости по площади. Далее по прослоям кол- лекторов распространялись свойства пористости, проницаемости, нефтенасыщенности.

Кубы пористости и насыщенности построены с применением алгоритма Production Kriging Default.

Общий вид структурного каркаса и разрезы кубов нефтенасыщенности и проницаемости показаны на рисунках 2-3.

Приведенные материалы указывают на достаточно хорошее воспроизведение в геологических моделях фактического строения пластов.

Также было выполнено сравнение фактических и модельных нефтенасыщенных толщин, коэффициента нефтенасыщенности, пористости и проницаемости по пластам (табл. 3). Приведенные материалы указывают на хорошую сходимость модельных и фактических параметров.

Цифровая фильтрационная модель (ЦФМ) Соим-лорского месторождения построена с применением программы «ПК ТЕХСХЕМА 12».

Расчёт фильтрационной модели пласта БС 9 ² выполнен без деления модели на участки, размеры модели приведены в таблице 4.

Таблица 4

Размеры фильтрационной модели Соимлорского месторождения

Пласт	Размер ячеек	Кол-во ячеек по оси Х	Кол-во ячеек по оси Y	Кол-во ячеек по оси Z	Общее кол-во ячеек в модели
БС 9 2	100х100х0,34	56	48	69	222456

Преобразование геологической модели в фильтрационную выполнялось без ремасштабирования. Кубы значений пористости, проницаемости и нефтена-сыщенности импортированы в ЦФМ из ГМ без изменения. Запасы нефти ЦФМ и ГМ совпадают.

Куб значений растворимости газа в нефти (R) рассчитан по зависимости:

R = Гф * р, где Гф – газовый фактор, м3/т, р – плотность нефти т/м3.

Применимость данного способа описания растворимости газа в нефти обусловлена тем, что при проектировании разработки не планируется допускать разга-зирования нефти в пласте.

Куб значений остаточной водонасыщенности (ОВ) рассчитан по зависимости: ОВ = (1 – НН) * А, где НН – начальная нефтенасыщенность, A – адаптационный коэффициент.

Куб признака активности ячеек состоит из значений 1 – для коллектора и 0 – для не коллектора.

Таблица 5

Параметры уравнений состояния пластовых флюидов

Параметры	Пласт
	БС 9 2
Плотность при стандартных условиях, кг/м 3
Свободного газа	не моделируется
Выпавшего конденсата	не моделируется
Нефтяного газа	1,035
Дегазированной нефти	846
Пластовой воды	1016
Поверхностной воды	1016
Параметры в пластовых условиях (при начальном пластовом давлении)
Плотность газа, кг/м 3	не моделируется

Параметры уравнений состояния пластовых флюидов определены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб флюидов. Принятые для моделирования значения приведены в таблице 5.

Кровля и подошва во всех расчетных участках приняты непроницаемыми. Условия, заданные на остальных границах приведены в таблице 6.

Таблица 6

Условия на границах расчетных участков

Расчетный участок	Северная граница	Южная граница	Западная граница	Восточная граница
БС 9 2	открыта Pгр = Рн.пл	открыта Pгр = Рн.пл	открыта Pгр = Рн.пл	открыта Pгр = Рн.пл

Минимальное количество узлов между контуром нефтеносности и северной, южной, западной или восточной границами – 5/

Для характеристики пласта БС92 использованы результаты исследования керна отобранного на Южно-Соимлорском месторождении (23 опыта по определению Квыт и 5 опытов по определению ОФП).

для пласта БС92:

Кофп.н.гр = 1,6559Кпр0.7536;

Кофп.в.гр = 0,Кпр0.9814;

где Кпр - проницаемость по газу, 10-3мкм2.

При адаптации фильтрационной модели ОФП модифицировались с учетом результатов испытания разведочных скважин и фактических данных эксплуатации скважин. Для настройки начальной обводненности редактировалось значение остаточной водонасы-щенности при начальной нефтенасыщенности.

В используемых моделях пластов коэффициент охвата в явном виде не задавался. Задача по расчету нефтенасыщенности каждого модельного узла к концу разработки решалась с применением обобщенных зависимостей остаточной нефтенасыщенности от скорости фильтрации /9/:

для пластов группы БС - Кон = 23+(Кнн-

30)*(0,312*A -0,415*LgV);

где: Кон – остаточная нефтенасыщенность, %;

Кнн – начальная нефтенасыщенность, %;

V – линейная скорость фильтрации воды, м/сут.

A – адаптационный коэффициент.

Для адаптации обобщенной зависимости к результатам исследований керна моделировалась фильтрация жидкости в минимальном элементе модели (ячейке) имеющей размеры 100 м х 100 м х 0,4 м (со скоростью равной средней скорости фильтрации в керне). Значения ФЕС, параметров флюидов и начальной нефтенасыщенность ячейки принимались равными средним значениям параметров пласта. То есть, моделировалось вытеснение нефти водой сопоставимое с вытеснением нефти из керна. В данных условиях коэффициенты охвата и заводнения равны 1, КИН = Квыт.

Учитывая, что в ЦФМ, как и в реальном пласте, скорость фильтрации зависит от проницаемости, прерывистости, наличия линз, взаимного расположения скважин, плотности сетки скважин, конструкции скважин (горизонтальные или вертикальные), режимов эксплуатации скважин и многих других геологических и технологических параметров, коэффициент охвата для пласта можно определить, разделив достигаемый при моделировании КИН на средний коэффициент вытеснения.

При воспроизведении истории разработки забойные давления в скважинах задавались равными фактическим. Для настройки добычи нефти в САПР "ТЕХ-СХЕМА" предусмотрена возможность редактирования абсолютных и фазовых проницаемостей, работающей толщины дифференцировано по площади, разрезу.

Эффективная проницаемость пласта по нефти

( Fo ) и воде ( Fw ) определяется выражениями:

Ko ( x , y , z , t ) = Kabs ( x , y , z , t ) * Fo * [ 1 + Eo ( x , y , z , t ) ] , Kw ( x , y , z , t ) = Kabs ( x , y , z , t ) * Fw * [ 1 + Ew ( x , y , z , t ) ]

где Kabs ( x , y , z , t ) — абсолютная проницаемость пласта в точке ( x , y , z ) в момент времени t ;

Fo ( w ) - относительная фазовая проницаемость по нефти (воде);

Fo ( w )( x , y , z , t ) - относительное изменение проницаемости по нефти (воде) в точке ( x , y , z ) в момент времени t ;

Eo ( x , y , z , t ) - множитель проницаемости пласта по нефти в точке ( x , y , z ) в момент времени t ;

Ew ( x , y , z , t ) - множитель проницаемости пласта по воде в точке ( x , y , z ) в момент времени t .

Выбор редактируемого параметра осуществлялся индивидуально для каждой скважины путем анализа результатов ПГИ, замеров дебитов жидкости и обводненности.

Отклонение расчетной накопленной добычи нефти по пласту БС 9 ² по сравнению с историей составляет – 2,0% (допустимое – 5% /6/). Отклонение расчетной накопленной добычи жидкости по пласту БС 9 ² по сравнению с историей составляет 3.7% (допустимое – 5% /6/).

Допустимое отклонение (20%) расчетной накопленной добычи нефти от фактической обеспечивается в скважинах отбирающих 98% нефти. Допустимое отклонение (20%) расчетной накопленной добычи жидкости по сравнению с фактической обеспечивается в скважинах отбирающих 100% накопленной добычи нефти.