Нахождение оптимального метода моделирования трещин гидравлического разрыва пласта в моделях месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Обзор литературы

1.1 Геологическая модель

1.2 Гидродинамическая модель

1.3 Основные уравнения фильтрации жидкости и газа

2. Общие сведения о месторождении

2.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

2.2 Литолого-стратиграфический разрез

2.3 Тектоника

2.4 Нефтеносность

2.5 Характеристика продуктивных коллекторов по ГИС

2.6 Фазовые проницаемости

2.7 Капиллярное давление

3. Проведение расчета и аналитика

3.1 Подготовка данных

3.2 Процедура преобразования геологической модели в фильтрационную

3.3 Обоснование типа используемой модели

3.4 Функции относительных фазовых проницаемостей

3.5 Адаптация модели по данным истории разработки

3.6 Моделирование трещин гидравлического разрыва пласта

4. Анализ результатов

5. Социальная ответственность при моделировании гидравлического разрыва пласта на месторождении «М» Томской области

5.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

5.2 Отклонение параметров микроклимата в помещении

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности

6. Финансовый менеджмент

6.1 Экономические показатели

6.2 Оценка капитальных вложений

6.3 Оценка эксплуатационных затрат

6.4 Налоговая система

6.5 Технико-экономический анализ вариантов разработки

Заключение

Список использованных источников

Приложение



Введение

В последние годы все чаще вводятся в разработку месторождения с трудно-извлекаемыми запасами углеводородного сырья, с неоднородными и расчлененными коллекторами. Применение гидравлического разрыва пласта (ГРП) на таких месторождениях, в добывающих скважинах, является одним из самых распространенных и эффективных инструментов повышения нефтеотдачи. Около трети мировых запасов углеводородов можно извлечь лишь при помощи данной технологии. Трещины высокой проводимости, полученные в результате ГРП, позволяют увеличить дебит скважин в 3-4 раза и более.

Актуальность работы связана с тем, что серьезные последствия некачественного проведения, а также большая стоимость самой операции, обуславливает необходимость моделирования для уменьшения рисков и повышения эффективности ГРП.

На сегодняшний день существует множество способов моделирования ГРП в цифровых гидродинамических моделях нефтяных пластов. В своей работе я рассматриваю три метода моделирования трещин ГРП на скважинах:

1. Наиболее распространенный метод, задание отрицательного скин-фактора на интервалах перфораций с учётом высоты трещины ГРП;

2. Задание трещины с помощью виртуальных перфораций;

3. Явное моделирование трещин ГРП в гидродинамическом симуляторе «tNavigator».

Главной целью работы является нахождение оптимального метода моделирования трещин ГРП в гидродинамических моделях месторождений.

Для достижения данной цели в рамках работы были определены следующие задачи:

· Изучить основные принципы геологического и фильтрационного моделирования месторождений;

· Получить навык работы в ведущих программных пакетах для построения ГМ и ГДМ (Eclipse, Petrel, tNavigator);

· Произвести построение гидродинамической модели;

· Сравнить между собой три метода моделирования трещин ГРП;

· Сделать общий вывод по работе

Для решения поставленной задачи был выбран участок площади месторождения «М» Томской области. Основой для гидродинамической модели (ГДМ) являлась постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) данного месторождения.

Исходные данные для проекта:

· Геологическая модель (ПДГТМ);

· Физико-химические свойства флюидов;

· Общие и специальные исследования керна;

· Гидродинамические исследования скважин, а также трассерные исследования;

· Данные добычи;

· Дизайн трещин ГРП.



1. Обзор литературы

1.1 Геологическая модель

Геологическая модель включает в себя информацию о геометрии, строении, литофациальном составе, характере насыщенности геологическими и физическими свойствами.

Геологическая модель в цифровом виде представляется в виде наборов блоков свойств или кубов. Выделяют базовые и дополнительные кубы. К базовым относятся: куб коэффициентов открытой пористости, начальной газо-нефтенасыщенности, проницаемости, связанных и критических водо- и нефтенасыщенностей [1]. Все остальные кубы являются дополнительными.

Для построения трехмерной геологической модели используются следующие исходные данные:

1. Сейсмическая съемка территории

2. Данные по скважинам (координаты, инклинометрия, стратиграфические отбивки пластов)

3. Петрофизические исследования ФЕС.

4. Данные по геофизическим исследованиям скважин (ГИС)

Каркас месторождения представляет собой совокупность ячеек, которые впоследствии заполняются свойствами. При построении области моделирования в горизонтальной плоскости, размер ячеек выбирается в зависимости от размера залежи и её типа. В вертикальной плоскости размер ячеек выбирается таким, чтобы максимально отразить вертикальную неоднородность пласта.

В итоге, чем меньше размер ячеек, тем лучше можно отразить структуру месторождения, однако при этом значительно увеличивается время расчета самой модели. В этом, пожалуй, и заключается одно из технических противоречий моделирования.

На следующем этапе построения модели строится литологическая модель, и распределяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Данные по литологии и ФЕС полученные из результатов интерпретации геофизических исследований скважин, проецируются на ячейки сетки и распространяются в межскважинном пространстве.

Заключительный этап построения геологической модели это ее оценка достоверности. По большей части данный этап заключается в сопоставлении значений характеристик объекта разработки, полученных в результате моделирования и фактических значений. Оценка производится по кросс-плотам коэффициента открытой пористости, эффективных толщин, а также по соотношению балансовых запасов.

1.2 Гидродинамическая модель

Для создания гидродинамической модели необходимо сначала провести ремасштабирование или апскейлинг (upscaling) геологической модели. Задача апскейлинга заключается в уменьшении количества активных ячеек и сохранении детальной геологической целостности. В получившейся модели в полной мере должен сохраниться характер распределения основных фильтрационно-емкостных, геометрических и физических свойств.

После проведения апскейлинга гидродинамическую модель необходимо инициализировать. Процесс инициализации заключается во внесении в модель данных об исходном равновесном состоянии. Сюда относятся данные о составе флюидов, положении водонефтяного контакта, опорной глубине и т. д. На этом этапе производится первый гидродинамический расчет модели, вычисляются начальные геологические запасы нефти, воды и газа. Затем расчётные значения сравниваются с полученными результатами ГМ и экспертными оценками.

Следующим этапом создания модели является ее адаптация. Адаптация ГДМ представляет собой процедуру проверки достоверности модели, которая заключается в моделировании поведения продуктивного пласта в прошлом и сравнении с реальными историческими данными (History Matching).

Сопоставление расчетной и фактической динамики показателей разработки математически является обратной задачей. Суть адаптации заключается в сопоставлении конечных результатов, при их явном несоответствии меняются входные данные, а затем повторяется расчет.

Адаптация является одним из самых ответственных этапов создания ПДГТМ. Один из самых важных аспектов адаптации - неоднозначность результатов. Другими словами несколько построенных моделей могут дать удовлетворительную адаптацию, при том, что ни одна из них не будет воспроизводить в нужной мере реальное состояние пласта. Это объясняется тем, что о моделируемой системе мы знаем лишь ограниченное количество известных переменных, приходящихся на очень большое количество неизвестных.

При ручной адаптации вся последовательность действий по адаптации ПДГТМ производится человеком. После первой итерации инженер анализирует результаты, корректирует значения параметров, затем снова запускает расчет и так далее до того момента как отклонения между фактическими и рассчитанными значениями не станет менее, чем заданная погрешность. Анализ результатов при ручной адаптации в основном представляет собой сравнение графиков динамики параметров по промысловым данным и по модели.

В ходе адаптации происходит корректировка исходных данных. Чаще всего изменяются кубы проницаемости, критической и связанной водонасыщенности, т.к. эти параметры обладают наибольшей неопределенностью.

Адапатция включает в себя следующие этапы.

1. Адаптация давления:

Основным параметром является забойное давление. Он является одним из самых простых для измерения, такие измерения доступны для каждой скважины. Сравнения фактических промысловых данных и расчетных значений важно в смысле исследования общих тенденций поведения давления.

2. Адаптация дебитов флюидов:

При адаптации учитывается не только совпадение объемов добычи нефти, важно, чтобы совокупная добыча согласовывалась по фазам, то есть должны совпадать обводненность и газовый фактор.

Нет какого-то конкретного рецепта для проведения адаптации модели, однако возможно выделить несколько простых, и в тоже время важных советов. Так, например, М. Карлсон предлагает следующее:

1. Выбирайте самую простую модель;

2. Старайтесь изменять те параметры, которые оказывают наибольшее влияние на результат;

3. Старайтесь изменять параметры с наибольшей неопределенностью.

После окончания этапа настройки, модель содержит все исходные данные, адаптирована и готова к продолжению процесса моделирования. Теперь начинается этап составления и расчета различных прогнозных вариантов разработки. От заказчика присылается ряд требований и рекомендаций по разработке месторождения. Для данного месторождения указываются ключевые планируемые показатели, а также некоторые тонкости наземной инфраструктуры или особенности разработки. Чтобы увеличить шанс на успех разрабатывается несколько прогнозных вариантов, каждый из которых имеет несколько отличающуюся концепцию разработки. По итогам работ данного этапа сравниваются показатели разработки всех вариантов, а затем выбирается наиболее оптимальный. По этому варианту строятся требуемые карты, графики зависимостей, и готовится презентация [2].



1.3 Основные уравнения фильтрации жидкости и газа

При добыче нефти и газа происходит фильтрация флюида через пористую среду. Данный процесс описывается математическими уравнениями и законами, такими как закон сохранения массы, закон сохранения энергии, закон Дарси, а также задаются начальные и граничные условия, зависимости различных свойств флюида и коллектора от давления и температуры [3].

Закон сохранения массы

Это один из основополагающих физических законов. Для его пояснения рассмотрим трехмерную фильтрацию однородного флюида через единичный объем пористой среды. Единичный объем примем в виде прямоугольного параллелепипеда со сторонами dx, dy, dz. Поток массы через каждую грань введем в следующем виде, в декартовой системе координат:

,

,

где - плотность, кг/м3;

- скорость фазы x, м/с;

t - время, с;

q - интенсивность источника, м3/с

В случае фильтрации многофазной многокомпонентной смеси, состоящей из компонентов, можно обобщить уравнение непрерывности следующим образом.

,

где - интенсивность источника l-ой фазы;

- массовая доля компонента j в фазе l;

- массовая концентрация j-го компонента в фазе l;

- насыщенность фазой.

,

,

,

где - объемы, соответствующих фаз.

Закон Дарси

Закон Дарси говорит о том, что скорость фильтрации линейно зависит от градиента давления . Для случая многофазной фильтрации закон справедлив для каждой фазы в отдельности

,

где u - скорость фильтрации фазы

- вязкость жидкости

g - ускорение свободного падения

- градиент гидростатического давления

- тензор фазовой проницаемости

,

Тензор проницаемости имеет вид, представленный вверху, если направление главных осей тензора совпадает с направлением осей координат. Если все компоненты тензора равны, то среда является изотропной. В реальной жизни чаще встречается случай, когда . Это объясняется характером напластования слоев. Относительные фазовые проницаемости зависят от характеристик насыщенности и градиента давлений.

Модель фильтрации

Как уже упоминалась, наиболее распространенной является трехфазная модель нелетучей нефти Маскета - Мереса (Black oil model). Для дальнейшей работы подставим полученное выражение закона Дарси (4) в систему уравнений непрерывности (3).

,

,

,

Для решения системы уравнений требуется задать дополнительные условия. Определяются значения капиллярного давления на границе разделов фаз нефть-вода и газ-нефть, а также вводится условие того, что сумма насыщенностей компонентов равна единице.

,

,

,

известными функциями, зависимыми от давления и компонентного состава и . Зависимость проницаемости есть также известная функция от насыщенностей Характер определенных выше зависимостей определяется экспериментально. Значение определяется в зависимости от начальных и граничных условий.

Начальные условия

В общем случае для решения приведенных выше систем уравнений необходимо задание начальных и граничных условий. Чаще всего начальным условием является то, что пласт находится в равновесии. Исходя из закона Дарси такое возможно, когда:

· все фазы неподвижны 0

· давление в фазе определяется гидростатическим законом

,

C учетом капиллярного взаимодействия второе условие можно переписать в виде условия капиллярно-гравитационного равновесия:

,

Граничные условия

Граничные условия необходимы для определения параметров взаимодействия исследуемого пласта с окружающим пространством. Условия задаются на внешней границе Г моделируемой области. Чаще всего задаются следующие условия:

1. Давление на границе области

,

2. Условие непротекания



,

3. Расход одной из фаз

,

Или ,

4. Расход жидкости

,



2. Общие сведения о месторождении

Изучаемое месторождение X введено в разработку в 1976 г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого.

Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом.

Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца - июля - +17,50С, средняя температура наиболее холодного месяца января минус 21,50С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - февраль и составляет -510С, абсолютный максимум - на июль +300С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней.

Для рассматриваемой территории свойственен равнинный рельеф, малая амплитуда высот, неглубокий урез речных долин, монотонный суглинистый характер поверхностных отложений. Почвообразующие породы представлены рыхлыми флюавиагляционными отложениями - супесями и суглинками, выделены подзолистые, болотно-подзолистые, болотные верховые и низинные, аллювиальные дерновые.

Основные геологические запасы сосредоточены в объектах Ю11, Ю12+3 и Ю31+2, 31%, 57% и 11% соответственно. На объект Ю33+4 приходится всего лишь 1% геологических запасов. Основные эксплуатационные объекты Ю11, Ю12+3 и Ю31+2 практически полностью разбурены и активно эксплуатируются. Месторождение находится на третьей стадии разработки. Наблюдается значительное снижение уровня добычи нефти с 1991 года. А также стремительный рост обводненности с 1995 года.



2.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в 3 этапа: поиски, разведка и доразведка. Поисковый и разведочный этапы включали в себя стадии региональных геолого-геофизических работ (1947-1957 гг.), поисковые и детальные геолого-геофизические работы (1957-1954, 1983-1985 гг.), поиски и разведку залежей нефти и газа на северной (1954-1970 гг.), восточной части (1983-1986 гг.).

В 1963-1964 годах сейсмической партией 5/63-64 Сургутской НРЭ была выявлена, детализирована и подготовлена под глубокое поисковое бурение структура «М». Результаты этих работ послужили основой для разработки проекта поисково-разведочного бурения на данном поднятии.

Залежи нефти в песчаных пластах горизонта Ю1 (пласты Ю11, Ю12) были открыты бурением скважины № 10Р. При совместном испытании этих пластов в интервале 2179 - 2212 м был получен приток безводной нефти дебитом 24,7 м3/сут на 8 мм штуцере.

В 1980-1985 гг. детальными сейсморазведочными работами МОГТ с/п 1/81-85 ТНГФ изучены восточный и южный борта структуры, детализированы и подготовлены к глубокому бурению Восточная- и Южная- структуры.

В 1983 году на Восточной структуре была пробурена разведочная скважина № 70Р с целью выявления перспектив нефтегазоносности юрских горизонтов площади. Скважина вскрыла отложения горизонта Ю1 и верхнюю часть разреза тюменской свиты. Этаж нефтеносности составил 90 м. При опробовании в процессе бурения горизонта Ю1 получен приток нефти расчетным дебитом 53 т/сут. При испытании горизонта Ю2 в колонне получен фонтан нефти дебитом 14 м3/сут на динамическом уровне 650 м. Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи в обоих горизонтах не подсечен.

Промышленная нефтеносность пластов Ю13 и Ю32 Северной площади доказана результатами бурения скважины № 23Р в 1967 г. Поднятие детализировано работами с/п 1/87-89 ТНГФ.

В 1984-1985 годах с/п 1/84-85 ТНГФ детально изучено геологическое строение Криволуцкого вала.

Результаты геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания месторождения легли в основу отчетов по подсчету запасов, рассмотренных ГКЗ ССР в 1970, 1988 и 1999 гг.

В процессе доразведки, в период с 1986 г. по 2009 г., работы велись на М и К площадях.

2.2 Литолого-стратиграфический разрез

Геологический разрез месторождения М представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (графическое приложение 1).

В 1993-1994 гг. в работе по разработке и внедрению методики доразведки крупных зон нефтегазонакопления на основе комплексирования геолого-геофизической информации на примере нефтяного месторождения получены новые данные по геологическому строению палеозойских, верхне-среднеюрских отложений и ачимовской толщи неокома, с которыми связана нефтеносность месторождения.

Доюрские образования

Доюрские образования вскрыты двадцатью скважинами, пробуренными в пределах группы поднятий: №№ 11Р, 72Р, 80Р, 82Р, 88Р, 91Р, 93Р, 97Р, 98Р, 99Р,102Р, 107Р, 304Р, 312Р, 347Р, 952, 1002, 4364, 4529, 4508.

Стратификация разрезов отложений проводилась на основе фаунистических находок в керне, по литофациальному облику пород и сопоставлению с хорошо изученными разрезами палеозоя южных районов Томской области.

Граниты прорывают докембрийские cланцы серицит-кварцево-биотит-кварц-амфиболитового состава, распространенные предположительно в пониженных частях рельефа.

Параллельно этим породам, согласно общей ориентировке структурных элементов, по площади простирается комплекс отложений, вскрытый скважиной № 11Р, представленный серыми и темно-серыми филлитами, филлитизированными алевролитами и аргиллитами. Восточнее области развития этих отложений скважинами № 72P и № 102P вскрыты породы толщи нижнего девона. Наиболее полный ее разрез, вскрытый в скважине № 102Р, представлен внизу черными известняками, сменяющимися вверх по разрезу чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков, известковистых аргиллитов. Отмечаются зоны повышенной трещиноватости с явлениями каолинизации, окремнения и осветления известняков. Выше по разрезу залегают черные глинистые известняки интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В верхней части разреза отмечается интенсивный процесс выщелачивания до образования каверн, полостей выщелачивания, что дает основание предполагать в них развитие коллекторов. Отложения диагностируются как глубоководные литофации.

Описанное распределение пород предполагается в центральном блоке исследуемой территории. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.

Вскрытая толщина доюрских образований от 12 до 438 метров.

Мезозойская группа

Юрская система

Нижний +средний отделы

Котухтинская свита

В верхней части залегают глины уплотненные темно-серые, с прослоями песчаников и алевролитов. Ниже вскрыты песчаники серые, зеленовато-серые, чередующиеся с алевролитами и уплотненными глинами, выделяемые в пласт Ю10. В основании свиты прослеживается пласт Ю11-12, представленный чередованием песчаников, алевролитов и глин с растительным детритом.

Толщина отложений - до 190 м.

Средний отдел

Тюменская свита

Вскрытая часть разреза тюменской свиты месторождения, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры. По литологическим, геохимическим и геологическим данным разрез свиты в продуктивном интервале глубин от угольного пласта У4 до нижневасюганской подсвиты разделен на региональные и зональные циклиты. Региональные циклиты Ю2 и ЮЗ соответствуют горизонтам, зональные - пластам, к которым приурочены залежи нефти. Региональный циклит (горизонт) ЮЗ охватывает толщу пород между угольными пластами У4 и УЗ, имеющими батский возраст. В его пределах выделены зональные циклиты, соответствующие пластам ЮЗ1, ЮЗ2, ЮЗ3 и ЮЗ4. Общая толщина горизонта ЮЗ изменяется от 46 м (скважина № 80Р) до 96 м (скважина № 1247), увеличиваясь в северном направлении. Увеличение толщины обусловлено развитием песчаников. Вскрытая толщина отложений свиты изменяется от 230 м до 300 м.

Средний+верхний отдел

Васюганская свита

В ее пределах выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи.

Нижневасюганская подсвита представлена однородными серыми, бурыми до черных аргиллитами. Присутствие в ее отложениях пирита и сидерита свидетельствует о частично застойных, скорее лагунных условиях ее седиментации. Толщина подсвиты изменяется от 2,0 м до 4,0 метров.

Подугольная толща подстилается глинами нижневасюганской подсвиты, а перекрывается угольным пластом У1. По особенностям латеральной выдержанности отдельных литологических единиц подугольная толща разделяется на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную, выделяемую в пласт Ю13, верхнюю песчано-глинистую, соотносимую с пластом Ю12. Разделяются эти пачки либо угольными пропластками, либо маломощными прослоями карбонатизированных песчаников. Мелководные глины нижневасюганской подсвиты в подошве толщи и прибрежно-континентальный угольный пласт в кровле толщи свидетельствуют о регрессивном характере ее строения. Нижняя пачка подугольной толщи - пласт Ю13 - по геофизическим данным имеет неоднородную структуру. Помимо гранулометрической неоднородности коллектора, отмечается широкое развитие прослоев карбонатизированного песчаника. Литологически верхняя часть пласта представлена буровато-серым средне- и мелкозернистым песчаником однородным, с включениями конкреций пирита.

Наличие конкреций пирита предполагает условия седиментации близкие к восстановительным. Все эти факторы (плохая сортировка, восстановительная среда осадконакопления и т. д.) характерны для переходной группы фаций дельт и лагун. Учитывая преимущественно песчаный состав отложений пласта Ю13, формирование его, скорее всего, было связано с субаквальной частью дельтовой равнины.

Межугольная толща образовалась в кульминационный этап регрессии. В ее подошве и кровле выделяются выдержанные угольные пласты У1(Б) и У1(В). Литологически она представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. В ряде скважин в этой толще выявлен песчаный пласт Ю1M. Аргиллитовая пачка межугольной толщи представлена буровато - темно-серой глиной с линзовидными прослойками серого алевролита.

Песчаники межугольной толщи серые мелкозернистые с прослоями углисто-слюдисто-глинистого материала. Литологическое описание породы и обилие остатков флоры позволяет отнести толщу к континентальным отложениям.

Надугольная толща формировалась в трансгрессивный этап развития осадочного бассейна. В подошвенной части границей ее является угольный пласт У1, в кровельной - глинистые образования георгиевской свиты.

В составе толщи выделяются два песчаных пласта Ю1А и Ю1Б. Довольно часто в кровле пласта Ю1А выделяются маломощные зеленовато-серые прослои барабинских песчаников.

Породы содержат многочисленные ходы илоедов, заполненные глинисто-алевритовой породой. Для осадочной породы характерны текстуры оползания и взмучивания.

Формирование надугольной толщи вероятнее всего было связано с субаквальной частью дельтовой равнины, либо с самой верхней частью авандельты.

Толщина отложений васюганской свиты изменяется от 50 м до 100 м.

Верхний отдел

Георгиевская свита

Георгиевская свита, накапливаясь в морских условиях, представлена темно-серыми, черными и черно-бурыми, аргиллитоподобными глинами с плитчатослоистой текстурой. В них наблюдается примесь песчано-алевролитового материала, глауконита, рассеянного пирита.

Максимальная толщина свиты достигает восьми метров в погруженных частях до полного выпадения из разреза в сводовых зонах.

Верхний отдел

Баженовская свита

Завершающим этапом осадконакопления юрских отложений являются глинистые породы баженовской свиты, которые представлены глубоководными темно-серыми с коричневатым оттенком аргиллитами.

Толщина данных отложений не превышает 20-30 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены в разрезе всеми возрастными комплексами и подразделяются на ряд свит: мегионскую, тарскую, вартовскую, алымскую, покурскую, кузнецовскую, ипатовскую, березовскую, славгородскую и ганькинскую.

Нижний отдел

Мегионская свита

Морские отложения куломзинской свиты залегают на образованиях баженовской свиты и представлены аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Песчаники буровато-серые, серые, светло-серые, средне-мелкозернистые, однородные и тонко-горизонтально слоистые, известковистые. В порах и микротрещинах отмечен битум.

Алевролиты серые, иногда с голубоватым оттенком, разнозернистые, песчанистые, слабоизвестковистые, однородные и с неясно выраженной слоистостью за счет изменений в гранулометрическом составе. В небольших количествах отмечен битум желто-бурый в пленках, каплях и по микротрещинам. Аргиллиты темно-серые и голубовато-серые, известковистые со слюдой и мельчайшим растительным детритом.

К нижней части свиты приурочен пласт Б16-20 (ачимовская пачка, нефтеносный в отдельных скважинах).

Толщина отложений свиты составляет 340-361 м.

Тарская свита

Формирование отложений тарской свиты происходило в прибрежно-морских условиях. В основном, это песчаники с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов.

Песчаники бурые, буровато-серые и светло-серые, однородные, реже с неясно выраженной пологой слоистостью за счет намыва слюды и растительного детрита по плоскостям наслоения, участками известковистые. Бурые песчаники имеют запах нефти.

Алевролиты серые, бурые тонко-горизонтально слоистые, с большим количеством растительных остатков по плоскостям наслоения.

Аргиллиты дымчато-серые, зеленоватые и алевритистые с зеркалами скольжения, горизонтально-слоистые, содержат растительный детрит.

К песчаникам тарской свиты приурочены пласты Б4, Б3, Б2 и Б0-1.

Толщина отложений тарской свиты 124-138 м.

Вартовская свита

Вартовская свита характеризуется преимущественно песчано-глинистыми отложениями, формировавшимися в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях. Породы вартовской свиты представлены частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов Песчаники светло-серые, темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда, глинистые с присутствием растительного детрита.

Аргиллиты темно-серые, прослойками известковые. В верхней части разреза встречаются темно-коричневые битуминозные аргиллиты.

К отложениям вартовской свиты приурочены пласты группы А: А2-А10-12. Пласты группы А не выдержаны по площади, часто переходят в алевролиты и аргиллиты.

Толщина отложений вартовской свиты 286-417 м.

Алымская свита

Отложения вартовской свиты трансгрессивно перекрываются морскими осадками алымской свиты (нижний апт). Литологически и фациально она подразделяется на две части: нижнюю (песчано-алевролитовую) и верхнюю (глинистую).

Отложения нижней части пачки сложены переслаиванием песчаников и алевролитов с глинами.В практике нефтепоисковых работ эти отложения известны как горизонт А1.

Песчаники серые, светло-серые мелкозернистые кварцево-полевошпатовые в верхней части, глинистые.

Верхняя часть свиты, выделенная в кошайскую пачку, представлена глинами темно-серыми аргиллитоподобными с тонкими прослоями алевролитов.

Толщина алымской свиты до 50-70 м.

Нижний+верхний отделы

Покурская свита

Отложения данной свиты сформировались, преимущественно, в континентальных условиях, которые изредка сменялись прибрежно-лагунной обстановкой. Отложения покурской свиты представлены неравномерным чередованием песчаников серых и светло-серых разнозернистых, алевролитов серых и темно-серых, участками глинистых и глин темно-серых, зеленовато-серых и буровато-серых.

Толщина покурской свиты колеблется от 667 м до 748 м.

Верхний отдел

Кузнецовская свита

Морские отложения турона представлены глинами аргиллитоподобными, содержащими глинистые прослои алевролитов и мелкозернистых глауконитовых песчаников с включениями фосфоритовых образований.

Отложения кузнецовской свиты наряду с баженовскими и кошайскими относятся к маркирующим горизонтам региона.

Толщина кузнецовской свиты составляет 21-30 м.

Березовская свита

Отложения представлены морскими осадками и подразделяются на две толщи: нижняя (коньяк-нижний сантон) - ипатовская подсвита представлена глинами песчано-алевролитистыми с прослоями песчаников и алевролитов; верхняя толща (верхний сантон-кампан) - славгородская подсвита слагается глинами серыми и зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролитов.

Толщина отложений березовской свиты составляет 102-182 м.

Ганькинская свита

Разрез верхнемеловых отложений завершается морскими осадками ганькинской свиты. Свита характеризуется сравнительно однообразной толщей серых известковых глин и мергелей серого и зеленовато-серого цвета, содержащей обильные остатки фауны белемнитов, аммонитов, гастропод и морских ежей.

Толщина отложений колеблется от 70 до 120 м.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы, формировавшиеся в условиях постепенно мелеющего моря, представлены морскими осадками талицкой (палеоцен) и люлинворской (нижний + средний эоцен) свит, прибрежно-морскими осадками чеганской свиты (верхний эоцен + нижний олигоцен) и континентальными отложениями некрасовской серии (средний + верхний олигоцен).

Толщина отложений палеогеновой системы изменяется от 186 до 299 м.

Четвертичная система

На размытой поверхности палеогеновых отложений с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы четвертичного возраста, представленные песками серыми разнозернистыми, в основании с гравием, с прослоями глин.

Завершает четвертичные отложения почвенно-растительный слой. Толщина отложения 10-40 м.

Литолого-фациальный анализ слагающих толщу осадков, морфология залегания песчаных тел, характер замещения литологических разностей по латерали позволяют предполагать обстановку подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа.

2.3 Тектоника

В тектоническом плане район работ расположен в центральной части молодой Западно-Сибирской плиты, сложенной гетерогенным фундаментом, перекрытым мезозойско-кайнозойскими отложениями платформенного чехла.

В составе доюрского фундамента выделяется два структурно-тектонических этажа. Нижний - складчатый - представлен геосинклинальными, метаморфизованными, сильно дислоцированными образованиями докембрия и палеозоя, которые прорваны интрузивными образованиями различного возраста и состава.

Верхний этаж занимает промежуточное положение между геосинклинальными образованиями, слагающими складчатое основание фундамента и платформенными отложениями чехла. Для отложений промежуточного комплекса свойственно проявление эффузивного магматизма, меньшая дислоцированность и слабый метаморфизм.

Согласно «Тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты» под редакцией В.С.Суркова и О.Г.Жеро, лицензионный участок расположен на северо-западном продолжении Назино-Сенькинского антиклинория, в зоне его сочленения с Усть-Тымской впадиной. Структуры складчатого фундамента представляют собой линейные полосы сложнопостроенных поднятий и прогибов северо-западного простирания, которые рассечены на крупные блоки раннемезозойским Колтогорско-Уренгойским грабен-рифтом, межгорными прогибами и наложенными впадинами северо-восточного простирания (приложение А рисунок 2.2а и 2.2б). Окончательную консолидацию фундамента на территории лицензионного участка связывают обычно с позднегерцинской стадией тектогенеза.

Для структурного плана мезозойско-кайнозойского чехла свойственна высокая унаследованность от эрозионно-тектонических выступов фундамента. Это является характерным признаком молодых платформ, при образовании которых перерыв между консолидацией фундамента и началом формирования осадочного чехла был небольшим.

В соответствии с «Тектонической картой юрского структурного яруса» под редакцией А.Э.Конторовича (2001 г.), лицензионный участок находится на территории Западно-Сибирской плиты, в пределах крупного структурного элемента - Александровского свода (приложение А рисунок 2.3).

Участок включает в себя куполовидное поднятие (к. п.), которое осложняет северо-восточную периферию Трайгородского мезовала. В пределах контура лицензирования выделяются в центральной и южной частях площади М и в северо-восточной части К участки.

2.4 Нефтеносность

Промышленная нефтеносность в пределах Александровского свода, к которому приурочено Месторождение М, установлена в отложениях мелового, юрского и палеозойского возрастов.

В настоящее время в пределах свода открыто шесть нефтяных месторождений.

Газовые залежи открыты в ипатовской, покурской и вартовской свитах Северного месторождения.

Промышленно нефтеносными являются пласты Ю11, Ю12 и Ю13 (Ю12+3) васюганской свиты верхней юры, Ю21, Ю22, ЮЗ1, ЮЗ2, ЮЗ3, ЮЗ4 тюменской свиты средней юры и доюрские отложения (пласт М).

По состоянию на 01.01.2014 г. на месторождении пробурено 1391 скважина, из них 94 разведочных.

Характеристика залежей представлена в целом по месторождению и отдельно по площадям.

Положение ВНК определено по материалам промыслово-геофизических исследований и подтверждено результатами испытания скважин. На месторождении водонефтяные контакты изменяются в зависимости от типа коллектора.

2.5 Характеристика продуктивных коллекторов по ГИС

В разведочных скважинах выделение коллекторов проводилось по комплексу качественных признаков. К качественным признакам относятся приращение на кривых микрозондирования, наличие глинистой корки, радиальный градиент сопротивления.

В эксплуатационных скважинах выделение коллекторов проводилось по количественным критериям. В качестве количественных критериев приняты граничные значения относительной амплитуды ПС и пористости.

Предельные значения для пластов Ю11, Ю12+3 для 1 типа и 3 типа приняты: бПСгр.=0,45; Кп,пред=13 %.

Предельные значения для пластов Ю11, Ю12+3 для 2 типа приняты: бПСгр.=0,45; Кп,пред=14 %.

Предельные значения для пластов горизонта Ю2 и Ю3 для 1 типа и 3 типа приняты: бпс,гр.=0,5; Кп,пред=10 %.

Предельные значения для пластов Ю2 и Ю3 для 2 типа приняты: бПСгр.=0,5; Кп,пред=15 %.

Типы коллекторов выделялись по следующим критериям:

Для пластов Ю11а, Ю11б:

1 тип - бПС >= 0,68;

2 тип - 0,45<=бПС< 0,68;

Для пласта Ю12:

1 тип - бПС >= 0,57;

2 тип - 0,45<=бПС< 0,57;

Для пласта Ю13:

1 тип - бПС >= 0,7;

2 тип - 0,45<=бПС< 0,7;

Для объединенной группы пластов Ю2, Ю3:

1 тип - бПС >= 0,67;

2 тип - 0,45<=бПС< 0,67;

Разделение 1-го и 3-го типов коллекторов проводится по dгк.

Для пластов Ю11а, Ю11б:

3 тип - dгк > 0,29;

Для пласта Ю12:

3 тип - dгк > 0,3;

Для объединенной группы пластов Ю2, Ю3:

3тип - dгк > 0,33.

Критические значения водонасыщенности приняты согласно отчету 2010 года по капиллярным исследованиям керна. Наиболее точным способом определения характера насыщения и разделения пластов на нефте- и водонасыщенные является способ, основанный на фазовых проницаемостях.

Поскольку фазовые проницаемости определяются на единичных образцах, то использовались критические значения водонасыщенностей, полученные по данным капилляриметрии:

Уравнения для пласта Ю11 тип 1, 2, 3 имеют следующий вид:

Квсв=0,0015/Кп2,8648;

Кв*=0,0243/Кп1,5736;

Квкр=0,1610/Кп0,6861;

Кв**=0,4166/Кп0,2357.

Уравнения Кв-Кп для пласта Ю12 тип 1, 2, 3:

Квсв ==0,0072/Кп2,2199;

Кв*==0,0541/Кп1,2532;

Квкр =0,2759/Кп0,4545;

Кв**=0,5737/Кп0,0964.

Уравнения Кв-Кп для пласта Ю13 тип 1, 2:

Квсв =0,0200/Кп1,6831;

Кв*=0,0669/Кп1,1245;



Квкр =0,2777/Кп0,4444;

Кв**=0,5472/Кп0,1157.

Уравнения Кв-Кп для пластов Ю2, Ю3 тип 1, 2, 3:

Квсв =0,0845/Кп0,9097;

Кв*=0,1223/Кп0,7645;

Квкр =0,3152/Кп0,3522;

Кв**=0,5041/Кп0,1494.

Характер насыщения определяется по расположению расчетной водонасыщенности (Кв) относительно критических значений:

Квсв<=Кв <= Кв* - нефть;

Кв*<Кв<= Кв_кр - нефть + вода;

Кв_кр<Кв<= Кв** - вода + нефть;

Кв > Кв** - вода;

где - Квсв - остаточная неснижаемая водонасыщенность;

- Кв* - водонасыщенность при обводнении продукции в 1 % (начало двухфазного потока);

- Кв_кр - водонасыщенность при равенстве фазовых проницаемостей по нефти и воде;

- Кв** - водонасыщенность при обводнении продукции в 98 % (начало однофазного потока).

Для определения коэффициента проницаемости использовались следующие зависимости, построенные по керновым данным Месторождения М:



Ю11а: Кпр=exp((Кп-13,879)/0,9229) - тип 1, тип 2;

Ю11б: Кпр=exp((Кп-13,879)/0,9229) - тип 1, тип 2, тип 3;

Ю12: Кпр=exp((Кп-13,105)/1,5419) - тип 1, тип 2, тип 3;

Ю13: Кпр=exp((Кп-12,977)/1,2268) - тип 1

Кпр=exp((Кп-13,027)/1,2904) - тип 2;

Ю2 Ю3: Кпр=exp((Кп-12,781)/1,4971)- тип 1, тип 2, тип 3,

где Кп - коэффициент пористости;

Кпр - коэффициент проницаемости.

2.6 Фазовые проницаемости

Эксперименты по определению фазовых проницаемостей проводились с использованием моделей пластовой нефти и воды при изменении соотношения воды и нефти в фильтрационном потоке от чистой нефти до чистой воды таким образом, чтобы суммарная объемная скорость фильтрации оставалась постоянной. Для получения достоверных фазовых проницаемостей проводилось испытание на 5 режимах: при отсутствии воды в потоке, при наличии 25 %, 50 %, 75 % и 100 % воды. Последние пять опытов выполнены на 6 режимах: при отсутствии воды в потоке, при наличии 5 %, 25 %, 50 %, 75 % и 100 % воды.

Характеристика образцов приведена в таблице 2.1, условия проведения опытов и параметры используемых жидкостей представлены в таблице 2.2.

Связанная вода для образцов пласта Ю11 при проницаемости менее 10 мкм2*10-3 в среднем составляет 0,43 доли ед., при проницаемости свыше 10 мкм2*10-3 - 0,33 доли ед. Для образцов пласта Ю12+3 остаточная водонасыщенность при проницаемости менее 10 мкм2*10-3 в среднем равна 0,40 доли ед., в остальных случаях - 0,38 доли ед. при интервале изменения от 0,29 до 0,45 доли ед. По образцам пласта Ю31+2 среднее значение связанной воды при проницаемости до 10 мкм2*10-3 составляет 0,37 доли ед., при проницаемости свыше 10 мкм2*10-3 - 0,38 доли ед. На рисунках 2.4-2.6 представлены кривые относительных фазовых проницаемостей продуктивных пластов месторождения.

Конечные точки, соответствующие величинам остаточной нефти определились равными: для пласта Ю11 в среднем по всем образцам 0,30 д. ед. при интервале изменения 0,24-0,36 д. ед.; для пласта Ю12+3 - 0,29 при диапазоне значений 0,23-0,34.

Для установления характера вытеснения нефти водой был выполнен анализ показателей подвижности для нефти и воды. Отношение расходов нефти и воды в пласте зависит от отношений их вязкостей и эффективных (либо относительных фазовых) проницаемостей.

При использовании характерных для изучаемых пластов значений, приведенных в таблице 2.8, величина отношения подвижностей воды и нефти М составляет 0,30 для пласта Ю11, для пласта Ю12+3 - 0,32, для тюменских пластов Ю2, Ю3 М = 0,27, что, согласно линейному закону Баклея-Леверетта при значении M < 1, характерно для поршневого режима вытеснения. Нефть является доминирующей фазой, фронт заводнения характеризуется устойчивым состоянием и распространяется в радиальных направлениях на большие расстояния.

Таблица 2.2 - Характеристики вытеснения пластов Месторождения М

Пласт	k'rw	k'ro	µw	µo	M	Тип вытеснения
Ю11	0,130	1	0,39	0,83-0,91	0,30	поршневой
Ю12+3	0,131	1	0,39	0,83-0,91	0,30	поршневой

Результаты лабораторных исследований показывают, что с увеличением водонасыщенности коллектора резко снижается фазовая проницаемость для нефти. При этом фазовая проницаемость для воды с увеличением водонасыщенности монотонно растет и при остаточной нефтенасыщенности имеет в среднем значение 0,13 при средней проницаемости проницаемостью 18,8*10-3 мкм2.

В таблице 2.3 (приложение А) представлены сводные результаты определения коэффициента вытеснения и относительных проницаемостей на кернах для продуктивных пластов Месторождения М.

При снижении абсолютной проницаемости пород-коллекторов кривая фазовой проницаемости для нефти смещается в область более высоких водонасыщенностей, а область совместного движения нефти и воды сужается. Для коллекторов юрских отложений месторождений Томской области характерны низкие значения фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности. Этот факт позволяет предположить, что основная доля нефти вытесняется в безводный период в поршневом режиме до так называемого критического значения водонасыщенности. При достижении критической водонасыщенности в пласте начинается совместное движение воды и нефти, при этом возрастает гидродинамическое сопротивление, в результате чего происходит резкое снижение фазовой проницаемости для нефти.

2.7 Капиллярное давление

За 2011-2013 гг. лабораторией физики пласта ОАО “ТомскНИПИнефть” были проведены новые эксперименты по определению остаточной водонасыщенности в породах-коллекторах капилляриметрическим способом на 87 образцах из четырех скважин №№ 19, 31, 55, 8023. Из рассмотрения были исключены образцы с абсолютной проницаемостью менее 0,7*10-3 мкм2.

Разброс проницаемости для пласта Ю11 (47 образцов) составляет от 0,9 до 211,8·10 3 мкм2, для пласта Ю12+3 (127 образцов) от 0,8 до 74,5*10-3 мкм2, для пласта Ю21+2 (4 образца) от 0,7 до 2,2*10-3 мкм2, для Ю31+2 (44 образца) от 0,7 до 70,3*10-3 мкм2, для пласта Ю33+4 (3 образца) от 6,5 до 36,2*10-3 мкм2

Диапазон изменения пористости для пласта Ю11 составляет 10,2 - 19,7 %, для Ю12+3 - 10,9 - 19,4 %, для Ю21+2 - 12,4 - 16,1 %, для Ю31+2 - 12,2 - 18,8 %, для Ю33+4 - 14,2 - 17,2 %.

Насыщение образцов проводилось водой с минерализацией 35 г/л, которая в последующем вытеснялась газом (азот). Контакт образцов с мембранной пластиной обеспечивался с помощью фильтровальной бумаги.

Проведенные порометрические исследования позволили оценить остаточную водонасыщенность в породе методом воздействия на нее капиллярных сил. Данный вид исследования проведен в основном на образцах из пластов Ю11, Ю12+3 и Ю31+2, на долю которых приходится 94 % всех исследований. Также частично для пластов Ю21+2 (6 образцов), и Ю33+4 (3 образца).

Полученные капилляриметрические кривые сгруппированы по условно выделенным классам проницаемости и пластам. На рисунках 2.7-2.14 результаты опытов по пласту Ю11 и результаты усреднения данных методом J-функции (функция Леверетта).

Рисунок - Результаты капилляриметрических исследований образцов керна месторождения М для пласта Ю11 до 2011 г.

Из анализа форм построенных кривых следует, что равномерное их искривление в основном наблюдается в диапазоне величин давления 0,1-0,30 МПа. При последующем повышении давления происходит несущественный прирост объема вытесняемой воды, поэтому левая ветвь кривой асимптотически приближается к вертикали, что наиболее хорошо прослеживается для пластов васюганской свиты Ю11 и Ю12+3.

Из анализа кривых капилляриметрии видно их различие, как по классам проницаемости, так и в пределах одного класса по пластам. При этом наибольшей изменчивостью структуры порового пространства характеризуются пласт Ю11 и пласты горизонта Ю3. Наибольшей однородностью по сравнению с другими отличается пласт Ю12+3. Нефтенасыщенные коллекторы характеризуются повышенным начальным водонасыщением, на этот показатель оказывают влияние условия осадконакопления и последующие эпигенетические изменения пород.

Рисунок - Результаты капилляриметрических исследований образцов керна месторождения М для пласта Ю12+3 до 2011 г.

Рисунок 2.10 - Результаты капилляриметрических исследований образцов керна месторождения М для пласта Ю12+3 после 2010 г.

Рисунок - Результаты капилляриметрических исследований образцов керна месторождения М для пластов Ю2, Ю3 до 2011 г.

Рисунок - Результаты капилляриметрических исследований образцов керна месторождения М для пласта Ю31 после 2010 г.

Как следует из выше представленных кривых капиллярного давления, широкий диапазон их изменчивости, даже для одного класса проницаемости пород, свидетельствует о сложности строения структуры порового пространства. Эта сложность обусловлена соотношением долей порового пространства, занятых субкапиллярными порами и порами большего размера, которые обеспечивают движение флюидов при низких градиентах давления.



3. Проведение расчета и аналитика

3.1 Подготовка данных

Компьютерное моделирование нефтяного месторождения «М» происходило поэтапно. На первом этапе были выполнены подготовительные работы, которые включали сбор, анализ и обобщение исходных геолого-геофизических материалов, литологического исследования керна, седиментологический анализ, оценку качества полученных ранее данных сейсморазведки и ГИС, а также анализ сведений о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, газа и минерализации пластовых вод.

Трехмерная геологическая модель представляет собой совокупность следующей информации:

- скважинные данные (траектории скважин, кривые каротажа, данные по интерпретации ГИС);

- отбивки пласта по скважинам;

- поверхности кровли и подошвы геологической части пласта;

- поверхности кровли и подошвы проницаемой части пласта;

- грид толщины пласта;

- поверхность ВНК;

-кубы песчанистости, водонасыщенности, пористости и проницаемости.

Эти данные легли в основу для построения геологической модели и подсчета запасов нефти.

Геологическая модель является основой для построения гидродинамической модели и технико-экономического обоснования коэффициента нефтеизвлечения.



3.2 Процедура преобразования геологической модели в фильтрационную

Гидродинамическая модель пласта Ю12+3 построена на основе грида и свойств геологической модели. Границы геологической модели определялись с учетом горного отвода, контура нефтеносности и возможностей вычислительной машины (рисунок 3.1).

При переходе к динамической фильтрационной модели пластов Ю12+3месторождения «М» проводилось ремасштабирование геологической модели.

Рисунок 3.1 - Граница моделирования месторождения «М»

По пласту Ю12+3 -61 слой по вертикали был объединен в 26. Размер ячейки в геологической модели составляет 100*100 м. Для гидродинамической модели размер ячеек также составляет 100*100 м.

Также часть сетки законтурной области, моделирующей действие водоносного горизонта, была заменена неактивными ячейками, чтобы уменьшить размер модели. Все вышеописанное сократило общее количество ячеек по пласту Ю12+3 с 7175003 в геологической модели до 3058198 - в гидродинамической.

Петрофизические свойства коллектора - пористость, проницаемость, песчанистость, нефтенасыщенность - осреднялись взвешиванием по эффективному объему из геологической модели.

Рисунок - Сопоставление разрезов по кубам песчанистости из геологической (сверху) и гидродинамической (снизу) моделей

Рисунок - Сопоставление разрезов по кубам пористости из геологической (сверху) и гидродинамической (снизу) моделей



Рисунок - Сопоставление разрезов по кубам водонасыщенности из геологической (сверху) и гидродинамической (снизу) моделей

После построения фильтрационная модель месторождения была проверена на соответствие начальных геологических запасов углеводородов с данными, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе геологической модели. Результаты сравнения приведены в таблице 3.1, расхождения по пластам и объектам в целом не превышают 5 %.

Таблица 3.7 - Сравнение начальных геологических запасов углеводородов месторождения «М» по пласту Ю12+3, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе геологической (ГМ) и фильтрационной (ФМ) моделей.

Пласт	Запасы на гос. балансе, тыс. т	Запасы в геологической модели, тыс. т	Запасы в фильтрационной модели, тыс. т	Отклонение (ФМ от ГМ), %	Отклонение (ФМ от баланса), %
Ю12+3	181646	176008	175059	-0,5	-3,6

3.3 Обоснование типа используемой модели

Вытеснение нефти на месторождении «М» осуществляется при давлениях выше давления насыщения, что допускает использование двухфазной модели флюида - DEAD OIL [14]. Для проверки правомерности используемого приближения были проведены расчеты адаптации ГДМ на 3-х фазной модели, которые показали хорошее соответствие с результатами расчетов на 2-х фазной модели (рисунок 3.6). Расхождение по накопленной добыче нефти/жидкости за период адаптации трехфазной от двухфазной не превышает 0,1 %/0,1 % соответственно. В связи с этим было принято решение все расчеты прогнозных показателей вариантов разработки производить на двухфазной модели.

Рисунок - Сравнение результатов расчета двух- и трехфазной модели месторождения по дебитам нефти и жидкости, пласт Ю12+3

3.4 Функции относительных фазовых проницаемостей

Функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) рассчитываются в Eclipse на основании данных двухфазной фильтрации: нефть-вода. Фазовая проницаемость при вытеснении нефти водой при построении фильтрационной модели задавалась на основании лабораторных опытов, проведенных в лаборатории физики пласта ОАО ”ТомскНИПИнефть”. Эксперименты по определению фазовых проницаемостей проводились с использованием моделей пластовой нефти и воды при изменении соотношения воды и нефти в фильтрационном потоке от чистой нефти до чистой воды таким образом, чтобы суммарная объемная скорость фильтрации оставалась постоянной. Для получения достоверных фазовых проницаемостей проводилось испытание на 5 режимах: при отсутствии воды в потоке, при наличии 25 %, 50 %, 75 % и 100 % воды. Последние пять опытов выполнены на 6 режимах: при отсутствии воды в потоке, при наличии 5 %, 25 %, 50 %, 75 % и 100 % воды.