Модели насыщения на 3D геомодели. Создания моделей переходных зон.

Капиллярное давление

Капиллярное давление (Pc) формируется за счет различия плотностей флюидов, заполняющих поровое пространство, и поверхностных сил, действующих на флюиды.

С увеличением высоты над ВНК водонасыщенность уменьшается до остаточной, Pc–возрастает.

- Модель насыщения

Модель насыщения любой сформированной залежи можно разделить на три зоны: предельного насыщения (ЗПН), переходная, ниже зеркала чистой воды.

Зона предельного насыщения. Приступать к изучению модели насыщенности рекомендуется с зоны предельного насыщения. Эта зона, как правило, самая «доступная» и связана с меньшим количеством неопределённостей, она позволяет определить закономерности изменения связанной воды (Swirr) при известных ФЕС. ЗПН(зона предельного насыщения) в условиях сформировавшейся залежи характеризуется минимально возможными значениями коэффициента водонасыщенности, также важная особенность ЗПН -вся вода здесь связанная, этим обусловлены абсолютно безводные притоки УВ.

«Зеркало» свободной воды. На практике, в зависимости от исходных данных, уровень свободной воды определяется с помощью данных исследований проб нефти, либо с помощью данных замера капиллярного давления. В случае отсутствия замеров Pc можно воспользоваться методом аналогии для исследуемых отложений.

Переходная зона

Выше нулевого уровня капиллярного давления начинается переходная зона, в которой появляется нефть. Переходная зона –зона двухфазного течения флюидов, в которой относительные проницаемости по нефти и воде меньше единицы. Переходная зона выделена между «зеркалом чистой воды» и зоной предельного насыщения, а распределение насыщенности описывается J-функцией Леверетта, которая связывает ФЕС коллектора, поверхностные свойства пород, свойства флюидов и высоту над уровнем свободной воды.

Угол - интегральная хар-ка смачиваемости в сист. пористая среда - жидкость. J(s) – ф-ия Леверетта.

 

Наиболее часто используются следующие способы построения куба нефтегазонасыщенности для ячеек-коллекторов выше поверхности ВНК(зеркала чистой воды):

1. Наиболее простой и наименее физичный - задание одного числа (константы). Используется, например, при нехватке данных на поисковом и разведочном этапах освоения месторождения.

2. Горизонтальная интерполяция значений Кн в скважинах. Может использоваться для залежей однородного строения при отсутствии связи между Кн и другими фильтрационно-емкостными и геометрическими характеристиками резервуара. Поскольку в реальности такие геологические случаи достаточно редки, мы не рекомендуем пользоваться этим способом.

3. Послойная (стратиграфическая) интерполяция значений Кн в скважинах. Может использоваться для следующих типов ловушек:

• залежей, практически полностью расположенных в зоне предельного насыщения, где удаленность ячейки от ВНК уже не влияет на величину Кн - обычно это высокоамплитудные залежи,

• залежей, где отсутствует зависимость величины Кн от удаленности Δ Н ячейки от поверхности ВНК - высокопроницаемые однородные пласты, газовые залежи, резервуары с высокой анизотропией по проницаемости или гидрофобными коллекторами.

4. Послойная интерполяция с использованием куба пористости и зависимостей между пористостью и насыщенностью Кн, г=F(Кп), которые могут различаться для разных литофаций. Эти зависимости могут быть получены как по данным РИГИС, так и по данным керна. В последнем случае зависимость Кн=F(Кп) обычно рассчитывается из зависимости Кво=F(Кп), предполагая, что величины нефтенасыщенности Кн и остаточной воды Кво связаны как Кн=1-Кво. С использованием куба пористости и зависимостей Кн, г=F(Кп) рассчитывается куб насыщенности Кн расч. Он является окончательным если сопоставление по скважинам величин Кн по РИГИС и по кубу Кн расч. удовлетворительное.

5. Расчет куба Кн (Кв) с использованием одной зависимости величины Кв от удаленности Δ Н ячейки от поверхности ВНК - Кв=F(Δ Н). Наиболее часто этот способ используется гидродинамиками, он фактически предполагает однородность строения залежи по ФЕС и одинаковую высоту переходной зоны. Поэтому он не пригоден для более общего случая пластов неоднородного строения.

6. Моделирование залежей пластов неоднородного строения с гидрофильными коллекторами, в основном расположенных в зоне непредельного насыщения, с использованием зависимостей Кн, г=F(Кп, Δ hвнк), то есть модели переходной зоны. Этот способ учитывает зависимость распределения насыщенности в резервуаре от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при установлении капиллярно-гравитационного равновесия (КГР).

Строго говоря, более корректно построение зависимостей изменения водонасыщенности от ВНК (ЗЧВ) от эквивалентного радиусу поровых каналов параметра √ (Кпр/Кп), как это делается при расчете функции Леверетта, или параметра FZI. Однако, поскольку величина проницаемости обычно рассчитывается через пористость, то и модель переходной зоны в большинстве случаев формируется через зависимости Кн, г=F(Кп, Δ hвнк).

Модель переходной зоны (рис. с кривульками) формируется по данным кривых капиллярного давления, результатам интерпретации ГИС. На основе сформированных зависимостей калькулируется куб Кн, который будем называть Кн КГР.

В западной практике моделирования часто этот куб используется как окончательный при оценке запасов и для гидродинамических расчетов. В российской же практике в большинстве случаев выполняется обязательная последующая «посадка» куба Кн КГР на значения Кн в скважинах. Мы рекомендуем промежуточный вариант.

После расчета куба Кн КГР выполняется сопоставление по скважинам величин Кн по РИГИС и по кубу Кн КГР. Если сопоставление удовлетворительное (в пределах заданной средней погрешности, например, 5% относительных), то куб Кн КГР используется как окончательный. Если сопоставление неудовлетворительное, то далее выполняется перерасчет куба насыщенности, при котором созданный куб Кн КГР используется в качестве трендового при послойной интерполяции значений насыщенности по скважинам.

Газонефтяные залежи моделируются с калькулированием первоначально куба водонасыщенности Кв и с учетом наличия остаточной нефти в газовой шапке:

Кнг=1-Кв и Кг=1-Кн ост.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: