Одной из проблем при проектировании разработки месторождений нефти является учет влияния трещин на объективность расчетов показателей эксплуатации.
Трещинные коллекторы (ТК) представляют собой чрезвычайно интересный предмет для характеристики фильтрационного процесса из-за высокой неоднородности их статической и динамической природы.
Поток флюида в трещиноватых коллекторах, за счет влияния трещин, значительно отличается от потока в коллекторах, не осложненных трещинами. Во многом это отличие объясняется более высокой проводимостью трещин по сравнению с матричной составляющей, а также, как правило, наличием выделенного направления трещиноватости, которое обеспечивает анизотропию направления потока [1]. Трещинный коллектор представляет собой коллектор, в котором трещиноватость способствует увеличению коэффициента проницаемости, что значительно сказывается на производительности скважины и эффективности извлечения нефти.
Трещиноватость - это механические разрывы или разделения, вызванные хрупкими разрушениями. С точки зрения моделирования существует 2 подхода к представлению трещиноватой среды: континуальный и дискретный.
1й подход отражен, например, в модели Уоррена-Рута [2]. Во 2м, более позднем подходе, такие элементы пласта, как трещины или разломы, представляют собой дискретные объекты [3].
Континуальное представление трещиноватой среды является, как правило, непригодным для моделирования, поскольку не позволяет учесть фактические параметры пласта. Поэтому дискретный подход, позволяющий получить максимально реалистичную модель с точки зрения поведения фильтрационных потоков, является более предпочтительным. К тому же, этот подход позволяет более эффективно использовать численное моделирование из-за сильного контраста взаимодействующих систем проницаемости.
Текущие программные реализации подхода не позволяют моделировать композитные среды, по этой причине невозможно полностью отказаться от традиционного моделирования в рамках континуального представления.
Выход был найден в комбинированном подходе: строилась дискретная сеть трещин и производилось ремасштабирование на гидродинамическую сетку. В постановке задаче было принято: прямоугольный пласт 300x1000x10м, на 1м из краев которого находится нагнетательная скважина, а на другом - добывающая.
Моделировалось вытеснение нефти водой в трещиноватом пласте.
Было взято 2 варианта интенсивности трещиноватости:
1) сетка с низкой интенсивностью (порядка 200 трещин различной длины на всей площади пласта);
2) сетка с плотной трещиноватостью (1000 трещин различной длины на всю площадь пласта).
Также для каждого варианта интенсивности рассматривалось по 2 варианта направленности трещин:
1) равновероятное направление трещин во все стороны (хаотичное направление) (рис. 1 и 3);
2) преимущественно выделенное направление трещин в сторону Севера (рис. 2 и 4).
В каждой проводящей ячейке принималась только вторичная пустотность, ячейки, непересекаемые трещинами считались непроницаемыми.
Для каждой модели расчеты велись по 3 вариантам количества ячеек: 3х10х1, 9х30х1, 27х90х1.
Соответственно размер ячеек был равен: 100х100х10 м, 33,3х33,3х10 м, 11,1х11,1х10м. Срок моделирования - 1 год.
Рис. 1. Сетки с низкой интенсивностью трещин для хаотичного направления: а) 3х10х1 , б) 9х30х1, в) 27х90х1.
Рис. 2. Сетки с низкой интенсивностью трещин для выделенного направления: а) 3х10х1 , б) 9х30х1, в) 27х90х1.
Рис. 3. Сетки с высокой интенсивностью трещин для хаотичного направления: а) 3х10х1 , б) 9х30х1, в) 27х90х1.
Рис. 4. Сетки с высокой интенсивностью трещин для выделенного направления: а) 3х10х1 , б) 9х30х1, в) 27х90х1.
Главная задача исследования состояла в анализе обводнения продукции добывающей скважины в зависимости от интенсивности, направленности трещин и размера сеток в процессе гидродинамических расчетов в симуляторе Eclipse.
В результате расчета были получены следующие результаты. В моделях с низкой интенсивностью трещин при увеличении количества ячеек в сетке (уменьшении их размера) обводненность продукции уменьшалась, а в сетке 27х90х1 фронт вытеснения не доходил до добывающей скважины и, следовательно, обводненность продукции была практически равна нулю.
Это происходило из-за того, что с уменьшением размера ячейки, многие из них не пересекали трещины и как следствие они становились непроницаемыми, что тормозило продвижение фронта вытеснения (рис. 5 и 6).
В моделях с высокой интенсивностью трещин для обоих вариантов их направленности при увеличении количества ячеек в сетке, характер обводненности по мере продвижения фронта вытеснения практически не отличается, а в конечном результате, обводненность нефти остается постоянной с весьма незначительным отклонением для хаотичных трещин и не превышает 5% для варианта с трещинами выделенного направления (рис. 7 и 8).
Исходя из результатов, был сделан вывод о том, что для моделирования пластов с высокой интенсивностью трещиноватости можно строить относительно укрупненную сетку для первоначальной адаптации модели и избежать долгого процесса адаптации кривых относительных фазовых проницаемостей при переходе от мелкой сетки к более крупной.
Список литературы
1. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. 254 с.
2. Warren J.E., Root P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. Gulf Research & Development CO. Pittsburgh, PA.
3. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов.
4. Denis Biruykov, Fikri J. Kuchuk. Transient Pressure Behavior of Reservoirs with Discrete Conductive Faults and Fractures.
Автор: И. Мухаметзянов, УГНТУ
