В первом методе используется аппроксимационная песчанистость – параметр геометрического распределения. Для ее вычисления строится функция распределения пропластка по толщинам, определяется доля монолита. По эмпирической зависимости определяется параметр прерывистости . Задавая плотность сетки и систему разработки, устанавливаем параметры сетки скважин . Вычисляем коэффициент охвата для прерывистой части пласта как произведение статистического и динамических коэффициентов и рассчитываем итоговый коэффициент по формуле:
Формула 1. Вычисляем коэффициент охвата для прерывистой части пласта
где d — доля коллектора, который вовлекается в разработку с вероятностью 1.
Второй метод — экспресс-методика определения коэффициента охвата через геологическую песчанистость. Основное предположение этой модели состоит в том, что геологическая и аппроксимационная песчанистости эквивалентны. Для этой цели строится геолого-статистический разрез пласта по песчанистости. Определяется отметка ВНК и геологическая песчанистость. Далее устанавливается параметр прерывистости, и дальнейший расчёт ведётся аналогично первому методу.
В вышеуказанных моделях исходим из предположения, что все скважины вертикальные и моделируются точечными источниками (стоками) в двумерной области.
Однако в настоящее время широко применяются новые методы воздействия на пласт, а именно, – бурение горизонтальных, многозабойных или радиальных скважин.
В этом случае расчёт коэффициента охвата по вышеописанным методикам не применим. Это ограничивает использование важнейшего параметра Кохв в технологических расчётах.
Для оценки коэффициента охвата пласта при разработке горизонтальных скважин необходим параметр, учитывающий дренируемый объём залежи, приходящийся на скважину. В случае вертикальных скважин, совершенных по характеру вскрытия, эти параметры должны совпадать.
Поэтому вводится обобщение понятия плотности сетки скважин.
Стандартная плотность сетки определяется по формуле:
Формула 2.
Объёмная плотность сетки скважины — по формуле
где Qs — площадная плотность сетки, S — площадь, N — количество скважин,
Формула 4.
— объём породы,
Формула 5.
, М
— количество вертикальных скважин, h НН
— нефтенасыщенная толщина, n
— количество горизонтальных скважин, L
— длина ствола горизонтальной скважины, проходящей по коллектору.
В качестве примера для сопоставления коэффициента охвата сеток скважин с вертикальными и горизонтальными стволами был выбран участок с горизонтальной скв. 2286 пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения.
Вынгаяхинское месторождение было введено в разработку в 1986 году на основании Технологической схемы разработки (протокол №1109 от 01.09.1984). Основной эксплуатационный объект – пласт БП111. На месторождении пробурено 707 добывающих и 147 нагнетательных скважин. На 01.01.2001 г. отобрано 23457 тыс.т нефти, обводнённость на конец года составила 58.5%. Темп отбора от НИЗ — 1% , текущий КИН — 0.088, при утверждённом 0.419.
Пласт БП111 наиболее выдержан по площади. При его разбуривании установлено трёхслойное строение с наклонными ВНК. По результатам дополнительной информации объём верхней пачки пласта сокращается к северу, а толщина средней и нижней пачек, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами, увеличивается. Общая нефтенасыщенная толщина остаётся в пределах 8–14 м. Эффективная толщина колеблется от 2 до 16 м, преобладают толщины 8–10 м. Залежь по типу – пластово-сводовая. Среднее значение – 0.4–0.5.
В табл. 1 приведены средние геолого-физические параметры пласта БП111.
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения
Северная часть залежи имеет ухудшенные ёмкостно-фильтрационные параметры и низкую продуктивность пласта БП111. Для оценки эффективности вовлечения в разработку северной части предусматривалось провести ОПР с бурением четырёх горизонтальных добывающих скважин и вертикальной нагнетательной.
В качестве примера рассмотрим участок с горизонтальной скв. 2286, размерами 2.937×2.032 км Вынгаяхинского месторождения (рис. 1).
Рис. 1. Участок пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения(окружение скв. 2286)
Данные по участку: балансовые запасы нефти, оценённые экспертно, составляют 1364.8 тыс.т, плотность сетки — 30.74 га/скв., 3-рядная система заводнения, коэффициент нефтенасыщенности — 60.1%, коэффициент вытеснения – 0.5.
Скв. 2286 введена в эксплуатацию 14.03.1993 г., входной дебит – 23 т/сут, накопленная добыча нефти – 65466 т, длина ствола – 92 м. На рис. 2 приведена функция распределения нефтенасыщенных толщин (окружение скв. 2286).
Рис. 2. Функция распределения нефтенасыщенных толщин (окружение скв. 2286)
Ниже приведена геологическая модель участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения: рис. 3 — профиль участка по проницаемости; рис. 4 — куб песчанистости; рис. 5 — геологический профиль по скв. 2262, 2285, 2307.
Рис. 3. Профиль участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения по проницаемости
Рис. 4. Куб песчанистости участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения
Рис. 5. Геологический профиль по скв. 2262, 2285, 2307
Нами проведены расчеты коэффициента охвата по традиционным методикам по участку:
Таблица 2. Расчеты коэффициента охвата по традиционным методикам по участку
Расчет коэффициента охвата с учётом горизонтальной скважины по участку:
Таблица 3. Расчет коэффициента охвата с учётом горизонтальной скважины по участку
Длина ствола горизонтальной скважины, проходящей по коллектору, равна 15 м. С учетом этого параметра объёмная плотность сетки составляет 22. га/скв., коэффициент охвата равен 0.7 по методу ГСМ1. Сравним этот коэффициент с результатами, полученными по методу характеристик:
Qбал. = 1364.8 тыс.т, Qизвл. = 485 тыс.т, Квыт = 0.5
Получим Кохв. = 0.711, что приблизительно равно коэффициенту охвата, определённому по ГСМ1. Извлекаемые запасы определены методом характеристик (рис. 6).
Рис. 6. Определение извлекаемых запасов участка методом характеристик
Таким образом, введённая объёмная плотность сетки скважин позволяет учитывать не только геологическую неоднородность пласта, но и различные технологии его вскрытия. Данный подход позволяет расширить границы использования методик ГСМ при проектировании разработки месторождений и технологических расчётов.
Автор: Бяков А.В., Кузьмин А.В., Мохова Н.А., Мулявин С.Ф. (ОАО СибНИИНП)
