Для корректного прогнозирования показателей разработки необходимо создание гидродинамической модели [1].
Исходными данными для создания геометрического каркаса и атрибутной модели служили результаты проведения геологического моделирования в виде полей геологических свойств (пористость, песчанистость) отдельно по каждому из пластов.
Размеры и количество слоев гидродинамической сетки выбирались с учетом сходимости поровых объемов и осредненных параметров с трехмерной геологической моделью. Обоснование горизонтальных размеров ячеек основано на плотности размещения скважин при условии сохранения между ними не менее 3-5 узлов с учетом схем размещения действующих и проектных скважин в пределах границ моделируемых участков. Геометрия ячеек была принята квадратной в плане с размерами 100×100 м.
После выделения объектов моделирования средствами пакета Petrel осуществлялась процедура upscaling’а (ремасштабирования) свойств из более дробной геологической модели в крупномасштабную (“более грубую”) фильтрационную модель (ФМ). При этом использовались арифметические методы взвешенного осреднения для емкостных свойств. Песчанистость получена путем перевода свойства литологии в геологической модели со значениями "песчаник" и "глина" в непрерывное свойство песчанистости со значениями 1 и 0, далее песчанистость была подвергнута процедуре апскейлинга, в результате получен куб свойства песчанистости NTG (Net To Gross Ratio) с непрерывными значениями от 0 до 1. Апскейлинг проницаемости и насыщенности не проводился ввиду сохранения распределения пористости при укрупнении, кубы проницаемости и насыщенности рассчитаны по петрофизическим зависимостям [2].
Начальным условием для пласта принимается состояние статического равновесия, при котором скорости всех фаз равны нулю. Согласно обобщенному закону Дарси это условие обозначает, что при отсутствии непроницаемых перемычек в пласте, каждая фаза либо неподвижна, либо давление в ней распределено по гидростатическому закону и зависит только от вертикальной координаты z. Таким образом, под действием капиллярных и гравитационных сил флюиды разделяются, причем в переходных зонах, где обе фазы подвижны, распределение насыщенностей определяется из условия капиллярно-гравитационного равновесия.
По первичному описанию керна породы-коллекторы пласта Ач2 представлены песчаниками серыми, мелкозернистыми, средней крепости, однородными, слюдистыми, с глинистым цементом, с растительным детритом. Плотные прослои представлены аргиллитами темно-серыми, с растительным детритом и песчаниками серыми, мелкозернистыми, слюдистыми.
Открытая пористость водонасыщением пород-коллекторов изменяется в пределах от 1.98 до 18.8 % при среднем значении 13.9 %, газопроницаемость – от 0.01 до 14.0 мД при среднем значении 1.4 мД, водоудерживающая способность – от 44.8 до 96.1 % при среднем значении 69.2 % [3, 4].
По первичному описанию керна породы-коллекторы пласта Ач3 представлены песчаниками буровато-серыми, мелко-, средне- и крупнозернистыми, с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита.
Открытая пористость керосинонасыщением пород-коллекторов изменяется в пределах от 2.4 до 16.4 % при среднем значении 10.9 %, водонасыщением – от 1.9 до 16.8 % при среднем значении 12.0 %, абсолютная газопроницаемость – от 0.005 до 18.6 мД при среднем значении 0.39 мД, водоудерживающая способность – от 50.7 до 97.3 % при среднем значении 72.6 %.
Наилучшим подходом для построения корректной кривой ОФП и заполнения областей неохваченных экспериментом, а также для совмещения функций ОФП для различных образцов является аппроксимация исходных экспериментальных данных. Для аппроксимации экспериментальных кривых ОФП использовались эмпирические функции, предложенные в работе F. Lomeland и др. “A new versatile relative permeability correlation” (2005). Выбор этих функций не случаен, поскольку эти функции позволяют восстановить некоторые особенности фазовых кривых, которые часто теряются из-за редких экспериментальных определений [5].
Для получения функций ОФП применительно для гидродинамического симулятора использовалась следующая методика. Функции ОФП масштабировались по оси водонасыщенности и по оси проницаемости. Значения водонасыщенности преобразовывались с помощью функции, показывающей долю порового объема, открытого для фильтрации. По оси проницаемости концевые точки водяной ветки нормировались на единицу. Аппроксимированные функции ОФП и сопоставление с их экспериментальными значениями приведено на рисунке 1.
Процедура масштабирования функций ОФП подразумевает наличие в каждой ячейки остаточной водонасыщенности, остаточной конденсатонасыщенности, концевых значений ОФП для конденсата и воды. Данные свойства были рассчитаны по полученным зависимостям с ФЕС, приведенными ниже.
Капилляриметрические исследования по скважинам №№233 и 131 (пласта Ач3) не использовались для аппроксимации в связи с тем, что в данных экспериментах капиллярные кривые не выходят на асимптоту, и соответственно значения связанной воды являются завышенными.
Для установления связи между остаточной конденсатонасыщенностью и ФЕС необходимы опыты по вытеснению газа/конденсата водой. Ввиду их отсутствия зависимость остаточной конденсатонасыщенности от абсолютной проницаемости строилась на основании экспериментов по определению ОФП (рисунок 2).
Рисунок 1 – Масштабированные ОФП в системе вода-конденсат
Рисунок 2 – Зависимость остаточной конденсатонасыщенности от
абсолютной проницаемости
C помощью описанных выше зависимостей в каждой ячейке цифровой модели рассчитываются остаточная водонасыщенность, остаточная конденсатонасыщенность, значения концевых точек ОФП для конденсата и воды. Далее обобщенные функции ОФП в каждой ячейке трансформируются в индивидуальные функции ОФП со своими собственными значениями остаточных водонасыщенности и конденсатонасыщенности и значениями концевых точек ОФП. Методика масштабирования функций ОФП позволяет учесть неоднородность динамических свойств породы при двухфазной и трехфазной фильтрации, связанную с различными типами коллекторов, которые в свою очередь зависят от геологической неоднородности.
Определение ОФП в системе «газ-конденсат» были проведены на установке трехфазной фильтрации (ОФП-3). Она предназначена для физического моделирования процессов вытеснения газированной нефти водой и газом, а также для изучения ОФП в системах «вода-газ», «нефть-газ» и «нефть-вода» из коллектора нефтяного пласта в условиях близких пластовым. Согласно ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации» фазовые проницаемости в системе газированная нефть – газ азот измеряются при условии постоянной неснижаемой водонасыщенности на различных этапах, определяемых соотношениями газированной нефти и газа азота в потоке.
После масштабирования и нормализации экспериментальных кривых, ОФП каждого образца были обобщены и аппроксимированы эмпирической функцией LET. Окончательный результат представлен на рисунке 3. Значения параметров для функции приведены в таблице 7
Рисунок 3 – Масштабированные ОФП в системе газ-конденсат
Значения защемленной газонасыщенности (минимальной) приведены на рисунке 4, как функция от абсолютной проницаемости. Установить зависимость остаточной конденсатонасыщенности от ФЕС не удалось, поэтому значение принято на уровне 0.155, как среднее, исходя из экспериментов по определению ОФП.
В свою очередь максимальная газонасыщенность соответствует объему порового пространства равному единица минус связанная вода. Процедура получения индивидуальных функций ОФП для каждой ячейки аналогична описанной выше для ОФП в системе вода/конденсат.
Рисунок 4 – Зависимость защемленной газонасыщенности от
абсолютной проницаемости
Для получения адекватных и более реалистичных прогнозных показателей построенная фильтрационная модель была настроена с учётом истории отбора газа и конденсата скважин №№843, 132, 131, 875.
В качестве исходных данных на скважинах задавались параметры пласта и призабойной зоны, определённые по газогидродинамическим исследованиям.
Так по скважине № 843 был задан скин-фактор -4,6.
По горизонтальной скважине №132_1 проводимость задана равной 375 мД*м, что соответствует работающей длине скважины 150 метров в пласте с проницаемостью 2.5 мД.
Управление скважин осуществлялось устьевыми давлениями.
Дебит газа настраивался за счёт домножения поля проницаемости.
Результаты настройки приведены на рисунках 5-6.
Динамика добычи газа по скважине №132 выглядит некорректно, когда при снижении устьевого давления дебит сначала растёт, затем падает, затем опять растёт. Анализируя динамику изменения дебита газа по скважинам №№ 843 и 132, можно предположить, что фактическое распределение добычи между скважинами выполнено некорректно.
Рисунок 5 – Результаты настройки скважины № 132. Пласт Ач3
Также удовлетворительной настройки скважины № 843 удалось добиться путем снижения продуктивности скважины на протяжении эксплуатации скважины. Предположительно, это может быть связано либо с эффектом «затухания» ГРП, либо со снижением продуктивности из-за аварийности скважины.
Так в мае 2007 года был произведен капитальный ремонт скважины по ревизии лифта, подъему НКТ и пакера, также были произведены ловильные работы по извлечению геофизических приборов, которые успехом не увенчались. На данный момент в скважине аварийный пакер, 2 прибора и геофизический кабель (700 м.), скребковая проволока (300 м.), что может являться причиной снижения продуктивности с самого начала работы скважины.
По скважинам №№843, 132 и 875 в целом по месторождению отклонения по добыче газа не превышают 5%. Добыча стабильного конденсата предсказана с меньшей точностью в связи с упрощениями, сделанными при моделировании процессов подготовки конденсата.
Рисунок 6 – Результаты настройки скважины № 843Р. Пласт Ач3
В модели скважина № 131 находится на участке с плохими коллекторскими свойствами. Фактически скважина работает в периодическом режиме добычи с низким коэффициентом эксплуатации (менее 46 часов в месяц), что не позволяет достигнуть удовлетворительной настройки работы данной скважины в модели, т.к. скважина эксплуатируется на нестационарном режиме течения. Добиться адекватной настройки по этой скважине не удалось.