Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Моделирование петрофизической и гидродинамической неоднородности призабойной зоны в одиночной скважине при доизвлечении остаточных запасов нефти

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Текст научной работыДиссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Чэнь Хайфэн, Москва

ЬЬ У У

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И

ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА

Кафедра Геофизических информационных систем

На правах рукописи УДК 550. 832 - П

Чэнь Хайфэн

Моделирование петрофизической и гидродинамической неоднородности призабойной зоны в одиночной скважине при доизвлечении остаточных запасов нефти

Специальность 04.00.12 - " Геофизические методы поисков и Разведки месторождений полезных ископаемых "

Диссертация на соискание ученой степени кандидату геолого-

минералогических наук

V

Научный руководитель - к. г. - м. н. доцент Черноглазое В.Н.

Москва - 1999 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ .....................................................................................................3

ГЛАВА 1. ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ............................5

Характеристики и классификация неоднородности коллекторов .............................................................5

Методы изучения и количественная оценка петрофизической и гидродинамической неоднородности.............8

Влияние петрофизической и гидродинамической неоднородности в призабойной зоне на фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность........................................................................11

ГЛАВА 2. МЕТОД НЕЙРОСЕТИ ДЛЯ ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ.......................15

Применение метода нейросети ...................................................................................................18

Процедура реализации нейросети..................................................................................................19

Разделение коллекторов на нефтеносные и водоносные по нейросети.....................................................25

Определение литологии порода по ненйросети.................................................................................31

Изучение петрофизической и гидродинамической неоднородности.......................................................34

Зависимость между фильтрационным элементом и петрофизическими параметрами..................................36

ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ УЧЕТЕ НЕОДНОРОДНОСТИ...........39

Подготовка входных данных для моделирования .............................................................................40

Построение слоисто- неоднородной модели.....................................................................................41

Геофизические данные результаты интерпретации ГИС......................................................................45

Результат моделирования............................................................................................................46

ГЛАВА 4.ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ С УЧЕТОМ НЕОДНОРОДНОСТИ

СТАНОВЛЕННОЙ ПО ГИС......... ..............................................................................................58

Создание численной модели для прогноза нефтеизвлечения.................................................................59

ЗАКЛЮЧЕНИЕ........................................................................................................................64

ПРИЛОЖЕНИЕ.......................................................................................................................65

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...........................................................................................................71

ВВЕДЕНИЕ

Неоднородность коллекторов - одно из практически важнейших и наиболее общих их свойств - уже давно привлекает внимание многих ученых. Практикой разработки нефтяных месторождений установлено, что продуктивные пласты не являются однородными пористыми и проницаемыми средами. В силу этого выработка запасов и движение ВНК по отдельным пластам и пропласткам происходят с различной скоростью, что приводит к разному обводнению добываемой продукции и преждевременному выходу скважин из эксплуатации. Это в свою очередь обусловливает образование не вырабатываемых при данной системе разработки участков залежи, за счет чего могут возникнуть значительные потери нефти.

Неоднородность по параметрам, характеризующим фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, изучается обобщенным статистическими характеристиками или с помощью карт.

В диссертации рассматривается задача: изучение модели интерпретации данных ГИС для описания фильтрационно-емкостной неоднородности продуктивных отложений. А также изучение модели описывающей фильтрацию в призабойной зоне скважин, исследование возможности применения данных ГИС для построения гидродинамической модели призабойной зоны и приведение численного моделирования процессов фильтрации в призабойной зоне. По выбранным моделям обработан фактический материал по нефтяным скважинам.

В работе решается задача создания методики и на ее основе программного продукта позволяющего на основе найденных по ГИС коэффициентов неоднородности найти коэффициент нефтеизвлечения, не используя постоянно пакет Black Oil.

Для решения поставленной задачи была использован метод нейросети. Полная реализация метода нейросети представляет собой большую и дорого-стающую систему, так же как и Black Oil, которая сейчас используется для получения коэффициента нефтеизвлечения по данным ГИС. Поэтом для решае-

мой в работе задачи была разработана конкретная методика и к ней программный продукт, в виде небольшой самонастраивающейся нейросети, которая по известным в указанном диапазоне коэффициентам неоднородности позволяет получить коэффициент нефтеизвлечения.

Для решения поставленной задачи приведены следующие работы:

В главе 1 описал виды неоднородности и способы их изучения, исследования влияния неоднородности на работу одиночной скважины, также исследовал влияние неоднородности на общей разработку.

Описал методы ГИС, используемые для описания неоднородности коллекторов. Выбрал критерий для описания гидродинамической и петрофизиче-ской неоднородности, определил направления изучения неоднородности для решения поставленной задачи.

В главе 2 описал метод нейросети для решения нелинейных задач. Описал принцип метода «нейросеть» и ее реализацию. Используя метод «нейро-сеть» решил несколько задач ГИС. Так же описал параметр (Индекс фильтрационной области) и его влияние на нефтеотдачу. Рассмотрел возможность включать параметр FZI, как дополнительной, для оценки неоднородности коллекторов.

В главе 3 построил пятислойную модель и провел моделирование на станции Work Bench. Анализировал свойства пород, флюида. Исследовал равновесный фактор для моделирования фильтрации. Получил ожидаемый результат для построения зависимости между коэффициентами неоднородности, описывающими геофизические свойства коллектора, и коэффициентами описывающими нефтеизвлечение.

В главе 4 показана возможность прогнозирования нефтеизвлечения с помощью системы нейросети. Создал модели для оценки нефеизвлечения, провел цифровую обработку данных необходимых для прогнозирования параметра нефтеизвлечения.

В приложении приведен текст моделирующей программы метода нейросети.

ГЛАВА 1

ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ

ХАРАКТЕРИСТИКИ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Изучением неоднородности нефтеносных пластов занимались многие исследователи с разными задачами и различными и целями. Большой вклад в решение задач, связанных с изучением неоднородности, внесли исследования многих специалистов: В.И. Азаматова, В.А. Бадьянова, Б.Т. Баишева, Ю.П. Борисова, М.М. Ивановой, И.М. Климушуна, A.B. Кузнецова, В.Д. Лысенко, М.И. Максимова. Р.Х. Муслимова, З.К. Рябининой, М.М. Саттарова, Н.М. Свихнушина, Е.И. Семина, В.В. Стасенкова, МЛ. Сургучева, М.А. Токарева, Е.Ф. Фролова, А.Л. Фурсова, А.И. Луворсена, Moi D.E, Lewis J.J., Jensen J.I., Claridge A.A., Hewett T.A., D. Codreanu, C.A. Hutehinson, Koval E.J и другие.

В зависимости от задач, которые ставят различные исследователи при отображении неоднородности пластов, учитывается изменчивость какого-либо одного признака или группы геолого-физических свойств. В связи с этим в нефтепромысловой геологии под геологической неоднородностью пластов понимается изменчивость литолого-физических свойств, слагающих их пород по площади и разрезу [3, 34].

В нефтепромысловой геологии и в разработке нефтяных месторождении по вопросу классификации неоднородностей существует значительное различие. В.И.Азаматовым и Н.М.Свихнушиным рекомендуется пять видов неоднородностей: неоднородность пород-коллекторов, неоднородность пород-разделов, неоднородность покрышек, неоднородность флюидов [3].

При решении задач нефтегазопромысловой геологии Л.Ф. Дементьевым рекомендуется выделить пять типов неоднородностей: Метанеоднородность, макронеоднородность, мезонеоднородность, микронеоднородность и ультро-микронеоднородность [9,34].

Макронеоднородность в пределах пласта характеризуется преимущественно изменчивостью коллекторских свойств по площади и разрезу из-за наличия различных пород. При решении задач нефтепромысловой геологии практически важным является изучение макронеоднородности пород и с точки зрения распределения различного типа пород по степени их продуктивности, по степени активности их участия в процессе разработки. Микронеоднородность и ультранеоднородность отражают неоднородность пористой среды за счет структуры, текструктурных и других особенностей локальных участков породы пласта. Мезанеоднородность характеризует неоднородность условных геологических тел в пределах одного литологического состава, разделенных граничными свойствами пород.

Неоднородность, характеризующую систему, состоящую из пластов или более крупных частей, называют метанеоднородностью [Золоева Г.М].

Обобщенная классификация геологической неоднородности залежей нефти и газа приводится на рис. 1-1.

При решении задач проектирования разработки и промысловой геофизики особо важное место отводится учету изменчивости фильтрационных и емкостных свойств горных пород, а также учету пространственной геометрии строения пластов, сложенных проницаемыми породами, их прерывности. Следует учитывать в основном два вида неоднородности свойств и строения коллекторов — изменчивости проницаемости и пористости пород и объемную неоднородность их строения. При изучении неоднородности по данным геофизических исследований скважин привлекают методы, показания которых зависит от коллекторских свойств пласта. Например, оценка неоднород-ностей объекта может осуществляться как первичными по показаниям методов ГИС, так и по количественным параметрам, получаемым в результате их комплексной интерпретации геофизических методов. [7,10,27,34]

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

1. Пород-коллекторов

2. Пород-разделов

3. Покрышек

4. Флюид

ТИПЫ

Неоднородности (в соответствии со структурной организацией объектов) 5. Метанеоднородность 4. Макронеоднородность 3. Мезонеоднородность 2. Микронеоднородность 1. Ультромикронеоднородность

КЛАССЫ ФОРМЫ

Неоднородности проявления неоднородности

1. Стохастическая 1. Горизонтальная

2. Динамическая 2. Вертикальная

ВИДЫ Неоднородностей

1. По коллекторским свойствам (Кп, Кпр, Кгл и т.д.)

2. По продуктивности

3. По геофизическим параметрам

(р,Аисп, 13,1та,ДТ...)

РИС. 1-1 Классификация геологической неоднородности залежей нефти и газа по Золоевой Г.М.

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ И КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕТРОФИЗИЧЕ-СКОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ

При изучении геологической неоднородности пластов в зависимости от

целей и задач исследований, стадии изученности месторождения широко применяются различные методы: геолого-физические, лабораторно-экспериметальные, промыслово-гидродинамические. При лабораторном исследовании определяют такие величины, как пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность и т.д. Само по себе определение всех этих величин в достаточной степени дает объективную оценку неоднородности изучаемого объекта. Возможность и точность результатов оценки параметров пластов у этих методов различны. Однако показания каждого из них либо непосредственно, либо косвенно связанных с фильтра-ционно-емкостными свойствами, степенью нефтегазонасыщенности, неоднородностью по разрезу и простиранию.

Неоднородность пластов можно охарактеризовать и оценить посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи. В настоящее время предложено достаточно различных показателей, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов. В работе за оценку неоднородности взята методика Золоевой Г.М., поэтому далее дадим ее изложения.

Коэффициент относительной песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной мощности кэф к общей мощности пласта h0 , прослеживаемой в разрезе данной скважины т.е.

K„ = hf- (l-l)

По

где Кп — Коэффициент относительной песчанистости Иэф — эффективная мощность пласта ha — общая мощность пласта

Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к

общему числу скважин, вскрывших коллекторы

(1-2)

где .....число прослоев коллекторов в каждой скважине.

N..... общее число скважин, вскрывших коллектор.

Для характеристики микронеоднородности пластов можно использовать гранулометрические коэффициенты Траска [9, 35]:

медианный диаметр зерен Мс1, коэффициент отсортированности 80 и коэффициент асимметрии .

Для получения количественной характеристики этих коэффициентов необходимо построить в полулогарифмическом масштабе координат кумулятивную кривую распределения гранулометрического состава пород, по которой определяют три квартили. Для вычисления коэффициента , характеризующего степень однородности зерен по величине, и коэффициента ^, иллюстрирующего симметричность распределения зерен относительно среднего, находят величину первой <2Х, и третьей Qъ квартили. Коэффициент отсортированности вычисляют по формуле:

а коэффициент асимметрии по формуле:

Коэффициенты Траска позволяют сравнивать не только гранулометрический состав пород различных пластов, но и в некоторой мере судить об условиях их образования. Так увеличение среднего размера зерен может указывать на возрастание скорости движения среды, а уменьшение коэффициента отсортированности — на длительность процесса отложения.

Широко используют для количественной оценки неоднородности на микро - и макроуровне числовые характеристики распределений случайных величин, такие как:

(1-3)

Среднее значение некоторого параметра х (среднеарифметическое, средневзвешенное, среднегеометрическое, среднегармоническое):

Для учета неоднородности геологических разрезов Г. М. Золоевой предложены следующие количественные характеристики:

1) Коэффициент средней вертикальной расчлененности объекта

Р = — (1-5)

Н

где п — число экстремумов на диаграмме изменения параметра х Я-интервал глубин, на котором это число подсчитано. Коэффициент Р имеет размерность Ум , и характеризует среднюю частоту чередования по глубине слоев с разным свойствами.

2) Коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости

Xi+1 Xi

/

IM/ I

Я=Ы /Их'" /нх (1"б) представляет собой сумму модулей относительного изменения параметра х, приходящихся на единицу, то есть средний вертикальный относительный градиент параметра х. Коэффициент И также имеет размерность Ум. Он характеризует интенсивность изменения параметра X с глубиной.

Из параметров Р и И можно получить производные характеристики, такие как:

Средняя толщина объектов, различающихся по физическим свойствам,

К = УР (Ь7)

Средняя относительная амплитуда изменения параметра

п

, ENI

¿о = И/р = ^--(1-8)

/ 1 хп

средняя абсолютная амплитуда изменения параметра

п

ИМ

А=А0х = ^— (1-9)

По мнению Г. М. Золоевой предлагаемые основные и производные показатели вертикальной расчлененности в ряде случаев могут оказаться не достаточными, так как характеризуют лишь средние значения этих показателей для исследуемого интервала разреза.

На рис. 1-3 представлены участки разреза с одинаковыми значениями коэффициентов Р и И, но с различным распределением Я, толщин прослоев,

на рис. 1-4 с одинаковыми значениями Р, И, А0 и Аа, но с различным распределением амплитуд.

Количественную оценку неоднородности можно проводить, используя коэффициенты Р, И и их производные, из чего следует универсальность предлагаемых критериев при изучении геологической неоднородности на любых иерархических уровнях. Проводя на начальном этапе оценку неоднородности единичного пласта-колллектора или эксплуатационного объекта, строят в дальнейшем карты изменения Р-И по площади, чтобы изучать площадную неоднородность, которая наряду с вертикальной неоднородностью, оказывает существенное влияние на гидродинамические показатели нефтяных и газовых залежей, режим и результаты их эксплуатации.

Важным преимуществом этих коэффициентов является то, что они могут быть использованы при изучении неоднородности, как по любому физическому свойству породы, так и по показаниям любого метода ГИС, зависящего от изучаемого свойства.

ВЛИЯНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА И ПРОДУКТИВНОСТЬ

Коэффициент нефтеотдачи представляет собой долю извлекаемых запасов от геологических запасов, �