|
УДК 622.276 |
© С. Д. Богданов. 1997 |
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ТОЧНОСТЬ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ
С. Д. Богданов (ВНИГНИ)
Прогноз динамики технологических показателей разработки часто основывается на применении двухмерных профильных моделей фильтрации. Их использование позволяет учитывать особенности объектов освоения, имеющих различные характеристики прослоев (толщина, проницаемость, начальная и остаточная нефтенасыщенности и т.п.). Кроме того, эти модели способны обобщать влияние гравитационных и капиллярных сил на динамику технологических показателей разработки. Однако при этом приходится использовать послойно осредненные значения проницаемости и нефтенасыщенности. В связи с этим представляет интерес оценка степени влияния ошибки при определении значений проницаемости и нефтенасыщенности прослоев, а также их взаиморасположения в пространстве на точность прогноза коэффициента нефтеизвлечения. Это особенно важно для прогноза эффективности разработки на ранней стадии работ (завершение разведки), когда информация по скважинам еще недостаточна для надежного определения послойных характеристик, а использование промыслового опыта невозможно из-за отсутствия сложившейся системы разработки.
Цель данной работы заключается в оценке влияния геолого-физических характеристик слоев на точность прогноза коэффициента нефтеизвлечения, количественно определенного с помощью профильных гидродинамических моделей.
Для этого проводились численные расчеты на основе квазитрехмерной двухфазной модели фильтрации по шестислойной модели пласта. Рассматривалось влияние таких геолого-физических характеристик, как проницаемость слоев и их положение в разрезе, начальная и остаточная нефтенасыщенности.
Влияние проницаемости прослоев и их положений в разрезе оценивалось серией расчетов, в которых имитировался различный диапазон разброса значений проницаемости между слоями (коэффициент вариации) при сохранении общего среднего значения проницаемости (0,2 мкм
2). Для каждого фиксированного коэффициента вариации проницаемости выполнялись расчеты коэффициента нефтеизвлечения по 24 вариантам комбинаций размещения в разрезе разнопроницаемых пропластков. При этом начальная (0,85) и остаточная (0,25) нефтенасыщенности были постоянны по пропласткам и не зависели от проницаемости. Для этих условий рассчитана и построена (кривая 1 на рис. 1) зависимость среднеквадратической ошибки определения коэффициента нефтеизвлечения от коэффициента вариации проницаемости:|
Коэффициент вариации проницаемости |
Среднеквадратическая ошибка определения коэффициента нефтеизвлечения |
|
0,165 |
±0,002 |
|
0,395 |
±0,017 |
|
0,708 |
±0,026 |
|
0,840 |
±0,028 |
|
1,304 |
±0,041 |
Как видно из приведенных результатов, значение коэффициента вариации проницаемости заметно влияет на ошибку определения коэффициента нефтеизвлечения. Сходные исследования [1,2] показали, что применение варианта "обратной слоистости" в моделях позволяет получить более осторожную (минимальную) оценку коэффициента нефтеизвлечения. Выполненные расчеты подтверждают эти выводы. Однако при этом обращает на себя внимание невозможность простого осреднения полученных значений коэффициентов нефтеизвлечения по совокупности реализаций при значениях коэффициента вариации проницаемости, превышающих некоторую величину (условно ~ 0,5). Это связано с тем, что при увеличении коэффициента вариации проницаемости отмечается принципиальное изменение вида кривой распределения значений коэффициента нефтеизвлечения - трансформация из унимодальной в бимодальную (
рис. 2). Это обусловлено влиянием взаимного положения в разрезе высоко- и низкопроницаемых пропластков на величину нефтеизвлечения.Влияние начальной нефтенасыщенности прослоев и их положений в разрезе. Для тех же условий были выполнены расчеты, учитывающие возможное изменение не только проницаемости и местоположения в разрезе пропластков, но и вариации начальной нефтенасыщенности. При этом для сопоставимости результатов рассматривались те же 24 варианта, что и при исследовании влияния проницаемости. Остаточная нефтенасыщенность принималась постоянной для всех прослоев. Были рассмотрены три варианта коэффициента вариации начальной нефтенасыщенности: 0,044; 0,165; 0,207. Считалось, что проницаемость пропластка прямо пропорциональна начальной нефтенасыщенности, т.е. большей проницаемости соответствовала большая нефтенасыщенность. При этом средняя начальная нефтенасыщенность оставалась равной 0,85 (см. кривую 2 на
рис. 1):|
Коэффициент вариации проницаемости |
Среднеквадратическая ошибка определения коэффициента нефтеизвлечения |
|
0,165 |
±0,001 |
|
0,395 |
±0,002 |
|
0,708 |
±0,016 |
|
0,840 |
±0,020 |
|
1,304 |
±0,033 |
Из приведенных результатов следует, что учет изменения начальной нефтенасыщенности приводит к снижению ошибки прогноза коэффициента нефтеизвлечения. Однако и в этом случае существует некоторый предел коэффициента вариации проницаемости (~ 0,5), при котором становится заметным рост среднеквадратической ошибки в определении коэффициента извлечения.
Влияние остаточной нефтенасыщенности прослоев и их положений в разрезе. В тех же условиях выполнялись расчеты, учитывающие возможное изменение не только проницаемости и начальной нефтенасыщенности пропластка, но и вариации его остаточной нефтенасыщенности
. Сопоставимость результатов обеспечивалась теми же 24 вариантами, как и при исследованиях влияния проницаемости и начальной нефтенасыщенности. Остаточная нефтенасыщенность менялась от 0,3 до 0,2, но при ее средней оценке 0,250 и коэффициенте вариации остаточной нефтенасыщенности 0,154. Считалось, что проницаемость пропластка прямо пропорциональна начальной и обратно пропорциональна остаточной нефтенасыщенности, т.е. большей проницаемости соответствовали большая начальная и меньшая остаточная нефтенасыщенность.Полученные результаты (см. кривую 3 на
рис. 1) позволили выявить, что учет изменения остаточной нефтенасыщенности, как и начальной, несколько снижает ошибку прогноза коэффициента нефтеизвлечения. Вместе с тем существует некоторый предел коэффициента вариации проницаемости (~0,5), обусловливающий заметный рост среднеквадратической ошибки при определении коэффициента извлечения.ВЫВОДЫ
1. Применение на ранних стадиях прогноза динамики технологических показателей разработки профильных моделей требует учета значения коэффициента вариации проницаемости прослоев. При коэффициенте вариации, превышающем
~0,5, возможны значительные ошибки в определении сроков разработки и коэффициента нефтеизвлечения. В этих случаях, вероятно, целесообразно переходить на расчеты с использованием плановых (горизонтальных) моделей с заданием осредненного поля проницаемостей. При снижении среднего значения проницаемости величина ошибки в определении коэффициента нефтеизвлечения имеет тенденцию к уменьшению.2. Учет переменных значений начальной и остаточной нефтенасыщенностей в какой-то мере компенсирует вероятные ошибки прогноза и снижает среднеквадратическую погрешность определения сроков и значений коэффициента нефтеизвлечения.
ЛИТЕРАТУРА
|
Based on great volume of numerical investigations it is shown that insufficient information about permeability of interlayers may have a notable effect on accuracy of forecasting of time and value of recovery factors by profile models. A relationship between root-mean-square error of recovery factor determination and a factor of layer permeability variation was obtained. It was established a tendency to an error decrease with decrease in a mean value of permeability. Relationships of recovery factor error determination by profile models versus changes in initial and residual oil saturation have been additionally considered. It was noted a fact of root-mean-square error decline if variable initial and residual oil saturation are taken into account. |
Рис.1. ЗАВИСИМОСТЬ СРЕДНЕКВАДРАТИЧЕСКОЙ ОШИБКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ОТ ВАРИАЦИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ
Рис.2. ГИСТОГРАММА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ КОЭФФИЦИЕНТА ВАРИАЦИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ
