В.А.Всеволожский, Р.М.Судо
Нефтяные залежи являются частью природных гидрогеодинамических систем. В связи с этим разработка нефтяных месторождений оказывает на них разноплановое воздействие. В свою очередь гидрогеологические условия нефтяных месторождений влияют на эффективность и обусловливают особенности процесса их разработки.
В настоящее время установлено, что в пределах многих нефтяных месторождений Западной Сибири нефтегазоводоносные пласты различного возраста характеризуются наличием тектонических нарушений различного генезиса и амплитуды. Большинство из них проявляется в процессе разработки нефтяных месторождений как относительно низкопроницаемые и относительно высокопроницаемые границы, которые влияют на особенности процесса разработки.
Целями данной работы являлось изучение влияния границ различного типа на эффективность разработки нефтяных месторождений.
На первом этапе изучение влияния проводилось на основе анализа фактических геолого-промысловых данных, полученных в процессе разработки ряда нефтяных месторождений Западной Сибири. В результате анализа установлено, что тектонические нарушения влияют на формирование гидрогеологических полей в период разработки. По ряду нефтяных месторождений Западной Сибири установлено, что относительно высокопроницаемые и относительно низкопроницаемые границы по-разному проявляются в процессе разработки.
На втором этапе с помощью математического моделирования проводилась дифференцированная оценка влияния относительно низкопроницаемых и относительно высокопроницаемых границ на показатели разработки нефтяных месторождений.
В расчетах использовалась имитационная модель нефтяного месторождения, характеризующегося наличием границ и средними для Западной Сибири значениями геолого-промысловых параметров.
При построении трехмерной гидродинамической модели нефтяного месторождения использовалась однослойная сетка квадратного сечения в плане, содержащая 11025 ячеек (105 * 105). Сеточные ячейки имеют квадратное сечение и характеризуются следующими размерами: в плане 40 м * 40 м; по вертикали 10 м. Для прогноза процесса разработки и расчета его технологических показателей использовался программный пакет TEMPESTMore.
Процесс разработки залежи нефти моделировался по 10 вариантам. Варианты подразделялись на две серии. В первой серии из 5 вариантов моделировался процесс разработки нефтяной залежи не изолированной от водоносной области. Во второй серии из 5 вариантов моделировался процесс разработки нефтяной залежи относительно изолированной от водоносной области. В каждой серии вариантов моделировалась разработка нефтяной залежи, как характеризующейся наличием четырех границ различного типа (в четырех различных постановках), так и без границ.
При моделировании фильтрационно-емкостных свойств нефтеводоносных отложений считалось, что они являются изотропными. Поровая матрица пласта моделировалась с проницаемостью 10 мД и пористостью 15%. Относительно высокопроницаемые границы моделировались с проницаемостью 10 Д (в 1000 раз больше, чем у поровой матрицы пласта) и с пористостью 20% (на 33% больше, чем у поровой матрицы пласта). Относительно низкопроницаемые границы моделировались с проницаемостью 0,1 мД (в 100 раз меньше, чем у поровой матрицы пласта) и с пористостью 1,5% (в 10 раз меньше, чем у поровой матрицы пласта).
В результате математического моделирования получены следующие результаты:
Наличие как относительно низкопроницаемых, так и относительно высокопроницаемых границ приводит к разобщению нефтяной залежи на относительно изолированные гидродинамические блоки, характеризующиеся различиями динамики пластового давления, добычи нефти, воды, жидкости.
Относительно высокопроницаемые границы оказывают экранирующее влияние, затрудняя гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами.
В условиях активной гидродинамической связи между нефтяной залежью и водоносной областью происходит усиление оттока закачиваемой воды в законтурную область по относительно высокопроницаемым границам.
На основании полученных результатов сделаны следующие выводы:
Существование как относительно низкопроницаемых, так и относительно высокопроницаемых границ обусловливает пластово-блоковое строение нефтяных залежей.
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, характеризующихся пластово-блоковым строением, необходимо уделять особое внимание определению типа границ. Для этого целесообразно регулярно проводить трассерные исследования продуктивных пластов, гидропрослушивание между нагнетательными и добывающими скважинами.