Вплив гідрогеологічних умов на ефективність розробки нафтових родовищ

В. А. Всеволожский, Р. М. Судо

Нафтові поклади є частиною природних гідрогеодінаміческіх систем. У зв'язку з цим розробка нафтових родовищ робить на них різнопланове вплив. У свою чергу гідрогеологічні умови нафтових родовищ впливають на ефективність і обумовлюють особливості процесу їх розробки.

В даний час встановлено, що в межах багатьох нафтових родовищ Західного Сибіру нефтегазоводоносние пласти різного віку характеризуються наявністю тектонічних порушень різного генезису і амплітуди. Більшість з них виявляється в процесі розробки нафтових родовищ як щодо нізкопроніцаемие і щодо високопроніцаемие кордону, які впливають на особливості процесу розробки.

Цілями даної роботи було вивчення впливу кордонів різного типу на ефективність розробки нафтових родовищ.

На першому етапі вивчення впливу проводилося на основі аналізу фактичних геолого-промислових даних, отриманих в процесі розробки ряду нафтових родовищ Західного Сибіру. У результаті аналізу встановлено, що тектонічні порушення впливають на формування гідрогеологічних полів у період розробки. По ряду нафтових родовищ Західного Сибіру встановлено, що стосовно високопроніцаемие і щодо нізкопроніцаемие кордону по-різному виявляються в процесі розробки.

На другому етапі за допомогою математичного моделювання проводилася диференційована оцінка впливу щодо нізкопроніцаемих і щодо високопроніцаемих кордонів на показники розробки нафтових родовищ.

В розрахунках використовувалася імітаційна модель нафтового родовища, характеризується наявністю кордонів і середніми для Західного Сибіру значеннями геолого-промислових параметрів.

При побудові тривимірної гідродинамічної моделі нафтового родовища використовувалася одношарова сітка квадратного перетину в плані, що містить 11025 осередків (105 * 105). Сіткові комірки мають квадратне перетин і характеризуються наступними розмірами: у плані 40 м х 40 м; по вертикалі 10 м. Для прогнозу процесу розробки та розрахунку його технологічних показників використовувався програмний пакет TEMPESTMore.

Процес розробки поклади нафти моделювався по 10 варіантів. Варіанти підрозділялися на дві серії. У першій серії з 5 варіантів моделювався процес розробки нафтової поклади не ізольовано від водоносній області. У другій серії з 5 варіантів моделювався процес розробки нафтової поклади щодо ізольованою від водоносній області. У кожній серії варіантів моделювалася розробка нафтової поклади, як характеризується наявністю чотирьох кордонів різного типу (у чотирьох різних постановках), так і без кордонів.

При моделюванні фільтраційно-ємнісних властивостей нефтеводоносних відкладень вважалося, що вони є ізотропним. Порові матриця пласта моделювалася з проникністю 10 МД і пористістю 15%. Щодо високопроніцаемие кордону моделювалися з проникністю 10 Д (у 1000 разів більше, ніж у поровое матриці шару) і з пористістю 20% (на 33% більше, ніж у поровое матриці шару). Щодо нізкопроніцаемие кордону моделювалися з проникністю 0,1 МД (в 100 разів менше, ніж у поровое матриці шару) і з пористістю 1,5% (у 10 разів менше, ніж у поровое матриці шару).

В результаті математичного моделювання отримані наступні результати: