Модель двухфазного потока в керне и в эксплуатационном объекте

Итак, имеется существенное различие (см. рис. 11.5) в связях относительных проницаемостей, полученных по анализам керна (область «а») и по данным дебитов эксплуатационных объектов (линии «б» - «д»). По нашему мнению, это различие связи типа К_пр’в – К_пр’н для образца керна и пласта-коллектора можно объяснить наличием двух принципиально разных моделей (рис. 11.7).

Дело в том, что при использовании прямой методики анализа керна на относительную проницаемость готовая гомогенизированная смесь воды с нефтью без промедления сразу же пропускается через образец. То есть здесь целенаправленно обеспечивается прохождение через капилляры двухфазной смеси (рис. 11.7а). В таких условиях фильтрация каждой фазы затруднена, и наблюдаются низкие значения относительных проницаемостей по обеим фазам.

В то же время в реальном пласте изначально значительная часть нефти и воды находятся в разных по насыщению зонах (хотя имеется и водо-нефтяная зона. В процессе движения из-за разности плотности, вязкости и смачиваемости нефть и вода могут дополнительно размежеваться (рис. 11.7б). Даже когда в добываемой на поверхность продукции присутствуют существенные доли каждой фазы флюидов, фильтрация в значительной части пласта осуществляется однофазный режим (раздельное течение нефти и воды) при высоком значении относительной проницаемости соответствующей фазы. Поэтому существенного падения общего дебита жидкости в процессе обводнения по данным эксплуатации скважины не наблюдается.

Рис. 11.7. Модель течения двухфазного флюида: а – в керне, б – в пласте.

Вывод

Для учёта неоднородности коллектора по характеру насыщения и фильтрационным свойствам при определении относительной проницаемости по нефти и воде целесообразно использовать данные изменения дебитов нефти и воды в процессе эксплуатации скважины (в безводный период и при обводнении).

12. ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО ДАННЫМ ГИС, ГДИС И КЕРНА в варианте «Км»

В данном разделе излагается методика, которая основывается на использовании варианта «С+К» для обработки данных ГДИС и дополнительно на использовании программно-методической системы «ГИС-эффект». Этот вариант обработки условно называется вариантом «Км». Условия поставка системы «ГИС-эффект» выходят за рамки данной работы.

12.1. Четыре метода определения проницаемости

Можно выделить четыре традиционных метода определения коэффициента проницаемости (Кпр):

1. Кпр.гди - по гидродинамическим исследованиям скважины (ГДИС) с учетом эффективной толщины вскрытого пласта, определяемой по данным геофизических исследований скважин (ГИС), и вязкости, определяемой по пробам извлеченного флюида;

2. Кпр.керн - по лабораторным анализам образцов керна на проницаемость;

3. Кпр1 - по данным ГИС с использованием корреляционной связи типа Кпр.керн – ГИС, причем корреляционная связь получается на тестовом массиве, сформированном по данным ГИС и керна;

4. Кпр2 - по данным ГИС с использованием корреляционной связи типа Кпр.гди – ГИС, причем корреляционная связь получается на тестовом массиве, сформированном по данным ГИС и ГДИС.

Существенные расхождения между четырьмя методами определения коэффициента проницаемости объясняются различием в них учета неоднородности исследуемого разреза и неоптимальностью стандартизации данных ГИС.

Наиболее достоверные данные о проницаемости исследуемого объекта получаются 1-ым методом по данным ГДИС. Это объясняется тем, что ГДИС наиболее полно (по сравнению с другими методами определения Кпр) моделирует режим эксплуатации пласта, то есть учитывает вертикальную и горизонтальную неоднородность пласта. Однако не всегда на исследуемом месторождении могут оказаться статистически представительными и достоверными результаты гидродинамических исследований по всем скважинам.

Данные лабораторного определения Кпр.керн на образцах керна могут частично учесть вертикальную неоднородность пласта, но никак не учитывают горизонтальную неоднородность пласта. Кроме того, отбор керна проводится только в разведочных скважинах. То есть во 2-ом методе большая часть скважин оказывается не охарактеризованной керновыми данными.

Недостаток в учете неоднородности пласта, имеющийся в лабораторных анализах керна, становится недостатком в тестовом массиве типа Кпр.керн – ГИС. В этом тестовом массиве также не полностью учитывается вертикальная неоднородность пласта и совсем не учитывается горизонтальная неоднородность пласта по проницаемости. Следовательно, (даже при наличии оптимальной стандартизации данных ГИС) определяемая проницаемость Кпр1 по связи типа Кпр.керн – ГИС в 3-ем методе также не полностью учитывает неоднородность пласта.

Определение проницаемости Кпр2 по связи типа Кпр.гди - ГИС в 4-ом методе учитывает неоднородность пласта. Ограничением этого метода (даже при наличии оптимально стандартизированных данных ГИС) является возможная статистическая непредставительность тестового массива типа Кпр.гди – ГИС на этапе подсчета запасов из-за недостаточно достоверных или недостаточно представительных данных ГДИС на исследуемом месторождении (например, на месторождении А).

12.2. Два графа для определения проницаемости пятым методом

Ниже рассмотрен пятый метод, в котором привлекаются данные по керновой проницаемости для определения «истинной» проницаемости. В качестве «истнной» проницаемости принимается проницаемость, определенная по данным ГДИС. В традиционной методике данные керновой проницаемости либо используются неоптимально, либо носят функцию «украшени» отчета по подсчету запасов, то есть фактически не используются. Предлагаемый нами метод реализуется двумя графами обработки (Гр1 и Гр2).

В графе Гр1 по материалам однотипных (с точки зрения фильтрационно-емкостных характеристик) отложений нескольких месторождений (например, по материалам пяти месторождений А, Б, В, Г, Д) данного региона устанавливается обобщенная корреляционная связь типа Кпр.керн.ср – Кпр.гди. Достоверность этой связи обеспечивается достаточно представительной выборкой данных по сравнению с выборкой из материалов только одного месторождения. Полученную связь можно рассматривать в качестве обобщенной палетки для перехода от среднекерновой проницаемости (которая не полностью учитывает неоднородность пласта) к гидродинамической проницаемости Кпр.гди, которая достаточно полно учитывает вертикальную и горизонтальную неоднородность пласта. Поэтому, как уже было сказано выше, значения Кпр.гди можно назвать «истинной» проницаемостью.

В графе Гр2 для однотипных отложений конкретного месторождения данного региона используется обобщенная палетка типа Кпр.керн.ср – Кпр.гди, построенная в рамках графа Гр1. С помощью этой обобщенной палетки для данного месторождения (например, для месторождения А) связь типа Кпр.керн.ср – ГИС преобразуется в связь типа Кпр.гди – ГИС, то есть по данным ГИС определяется «истинная» проницаемость.

Теперь опишем достаточно подробно (для того, чтобы это можно было воспроизвести специалистом по материалам своего региона) графы обработки Гр1 и Гр2 с иллюстрацией промежуточных результатов обработки на реальных данных, полученных по верхнеюрским отложениям нескольких месторождений Западной Сибири.

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: