Относительные фазовые проницаемости

Использование единого набора кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для всего объекта неправомерно, поскольку петрофизические свойства пластов для различных областей неодинаковы. В связи с этим применяется процедура масштабирования кривых ОФП в зависимости от проницаемости. Масштабирование кривых ОФП трансформирует общие кривые таким образом, чтобы они были применимы к областям с различными ФЕС. Ниже приведены зависимости, применяемые в моделях при масштабировании концевых точек (табл. 4.7). Указанные зависимости предоставлены отделом технологической поддержки ИННЦ.

Таблица 4.7 – Зависимости, применяемые при масштабировании концевых точек относительных фазовых проницаемостей

Объект	Уравнение
Верейский	Sов = 0,6644∙ kпр -0,1892
kвыт = 0,0276×ln(kпр ∙ mв / (1000 ∙ mн)) + 0,7101
Sон = (1 – kвыт) ∙ (1 – Sов)
Башкирский	Sов = 0,558∙ kпр -0,2
kвыт = 1-(Sон/Sнн)
Sон = 0,00002∙ kпр + 0,4343
Визейский	Sов = 0,9262 ∙ kпр -0,2967
kвыт = 0,0524×ln(kпр ∙ mв / (1000 ∙ mн)) + 0,7679
Sон = (1 – kвыт) ∙ (1 – Sов)
Турнейский	Sов = 0,1197∙(kпр / 1000)-0,2347
kвыт = 0,0652×ln(kпр ∙ mв / (1000 ∙ mн)) + 0,8604
Sон = (1 – kвыт) ∙ (1 – Sов)

 

В таблице применяются следующие обозначения:

S_ов – содержание связанной воды, д. ед.;

S_он – остаточная нефтенасыщенность, д. ед.;

k_пр – проницаемость, 10^-3мкм²;

k_выт – коэффициент вытеснения, доли ед.;

m_н – вязкость нефти, мПа×с;

m_в – вязкость воды, мПа×с.

Нормированная водонасыщенность определяется как

,

где S –водонасыщенность.

Нормализованные ОФП по нефти и воде берутся как отношение

; ,

где k_н, k_в — относительные фазовые проницаемости по нефти и воде соответственно.

На рисунках 4.9-4.12 и в таблице 4.8 представлены модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности,использованные для моделирования верейского, башкирского, визейского и турнейского объектов.

Рисунок 4.9 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для верейского объекта

Рисунок 4.10 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для башкирского объекта

Рисунок 4.11 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для визейского объекта

Рисунок 4.12 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для турнейского объекта

Таблица 4.8 – Модифицированные относительные фазовые проницаемости в системе вода-нефть

Водонасыщенность, д. ед.	Относительная проницаемость по воде, д. ед.	Относительная проницаемость по нефти, д. ед.
Верейский
0.001	0.000185	0.996766
0.01	0.003245	0.995
0.114	0.02	0.993
0.216	0.06	0.991
0.3	0.12	0.98
0.4	0.25	0.8
0.5	0.836	0.196
0.6	0.985	0.031
0.7	0.99	0.006
0.8	0.995	0.001
0.9	0.999	0.000578
Башкирский
0.01	0.04	0.99
0.1	0.192	0.91
0.245	0.434	0.757
0.32	0.55	0.665
0.4	0.691	0.505
0.5	0.855	0.325
0.6	0.955	0.168
0.7	0.976	0.025
0.8	0.993	0.001255
0.9	0.996	0.000405
Визейский
0.0001	4.86E-07	0.9998
0.1	0.026409	0.824
0.2	0.071	0.658
0.3	0.126	0.524
0.4	0.197	0.395
0.5	0.282	0.275
0.6	0.376	0.162
0.7	0.489	0.056
0.8	0.62	0.02
0.9	0.784	0.011
0.9999	0.999842	1.21E-17
Турнейский
0.1	0.01	0.991
0.2	0.015	0.988
0.3	0.017	0.985
0.4	0.023	0.935
0.5	0.055	0.803
0.6	0.14	0.6
0.7	0.489	0.362
0.8	0.903	0.188
0.9	0.964	0.074

Свойства флюидов

При построении гидродинамических моделей использовались имеющиеся аналитические данные по объектам:

- свойства пластовой и поверхностной нефти;

- физико-химические свойства пластовой воды.

Основные PVT свойства пластовых жидкостей и характеристик коллекторов представлены в таблице 4.9. PVT свойства нефти и воды были исследованы отделом технологической поддержки ЗАО «ИННЦ».

Таблица 4.9 – Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов верейского, башкирского и визейского объектов, использованные при моделировании

Свойства	Верейский	Башкирский	Визейский	Турнейский (Ct-II+III)	Турнейский (Ct-IV)
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3			910.8
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3	1.134	1.196	1.422	1.538	1.538
Сжимаемость воды, 1/МПа × 10-4	4.577	4.574	4.634	4.531	4.531
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1.334	1.333	1.402	1.320	1.320
Объемный коэффициент нефти, м3/м3	1.018	1.018	1.0105	1.0225	1.0111
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	78.7	149.6	55.9	309.7	309.7
Сжимаемость пор породы, 1/МПа × 10-4				0.54	0.54
Газосодержание нефти, м3/м3	6.9	4.75	3.79	2.65	2.77
Давление насыщения нефти, МПа	3.37	3.69	4.38	9.8	9.8

Примечание: Данные по сжимаемостям пор породы были взяты из справочной литературы.

 

При моделировании тепловых методов в Tempest MORE вязкость флюида рассчитывается как произведение начальной вязкости и множителя, зависящего от температуры. Аналогичным образом рассчитывается и остаточная нефтенасыщенность. Графики изменения множителей для вычисления вязкостей нефти и воды от температуры и множителя для вычисления остаточной нефти от температуры приведены на рисунках 4.13-4.14.

Рисунок 4.13 – Зависимость изменения множителей для вязкостей пластовых жидкостей от температуры

Рисунок 4.14 – Зависимость изменения множителя для остаточной нефти от температуры

Начальные условия

Начальное распределение нефтенасыщенности в фильтрационных моделях всех объектов Гремихинского месторождения было построено с помощью процедуры уравновешивания из условия капиллярно-гравитационного равновесия.

Для расчета начального состояния залежи в TempestMoreзаданы отметки ВНК по каждому региону уравновешивания и значения давления на ссылочной глубине. В таблицах 4.10-4.13 представлены параметры регионов уравновешивания, принятые в окончательных фильтрационных моделях. На рисунках 4.15-4.22 представлены начальные и текущие распределения нефтенасыщенности по верхним прослоям объектов.

Таблица 4.10 – Параметры регионов уравновешивания в модели верейского объекта

Номер региона	Пласт	Глубина ВНК, м	Глубина ГНК (ГВК), м	Ссылочная глубина, м	Пластовое давление на ссылочной глубине, МПа
	B-II		-		11.29
	B-III		-		11.29

 

Рисунок 4.15 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям моделиверейского объекта	Рисунок 4.16 – Распределение нефтена- сыщенности по верхним прослоям модели верейского объекта на 01.01.2013 г.

Таблица 4.11 – Параметры регионов уравновешивания в модели башкирского объекта

Номер региона	Пласт	Глубина ВНК, м	Глубина ГНК (ГВК), м	Ссылочная глубина, м	Пластовое давление на ссылочной глубине, МПа
	А4		-		11.83

 

Рисунок 4.17 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям модели башкирского объекта	Рисунок 4.18 – Распределение нефтена-сыщенности по верхним прослоям модели башкирского объекта на 01.01.2013 г.

Таблица 4.12 – Параметры регионов уравновешивания в модели визейского объекта

Номер региона	Пласт	Глубина ВНК, м	Глубина ГНК (ГВК), м	Ссылочная глубина, м	Пластовое давление на ссылочной глубине, МПа
	C-I+II (скв. 121R)	1221.8	-		14.5
	C-I+II (скв. 366R)		-		14.5
	C-I+II (скв. 119R)	1221.2	-		14.5
	C-I+II (скв. 108R)	1222.5	-		14.5
	C-III (скв. 121R)		-		14.5
	C-III (скв. 1527-82R)		-		14.5
	C-III (скв. 366R)	1212.77	-		14.5
	C-III (скв. 119R-120R)	1221.2	-		14.5
	C-III (скв. 108R)	1226.3	-		14.5
	C-IV (скв. 121R)	1224.2	-		14.5
	C-IV (скв. 1527-82R)	1223.5	-		14.5
	C-IV (скв. 366R)		-		14.5
	C-IV (скв. 119R-120R)	1222.8	-		14.5
	C-IV (скв. 108R)		-		14.5
	C-V (скв. 121R)		-		14.5
	C-V (скв. 1527-82R)	1223.6	-		14.5
	C-V (скв. 119R)	1223.7	-		14.5
	C-V (скв. 108R)	1235.3	-		14.5
	C-VI (скв. 121R)	1230.3	-		14.5
	C-VI (скв. 1508)	1230.3	-		14.5
	C-VI (скв. 1527-82R)	1236.5	-		14.5
	аквифер		-		14.5

 

Рисунок 4.19 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям моделивизейского объекта	Рисунок 4.20 – Распределение нефтена- сыщенности по верхним прослоям модели визейского объекта на 01.01.2013 г.

Таблица 4.13 – Параметры регионов уравновешивания в модели турнейского объекта

Номер региона	Пласт	Глубина ВНК, м	Глубина ГНК (ГВК), м	Ссылочная глубина, м	Пластовое давление на ссылочной глубине, МПа
	аквифер		-		15.2
	Ct-II+III (скв. 121R)	1239.1	-		15.2
	Ct-II+III (скв. 82R)	1233.3	-		15.2
	Ct-IV		-		15.2

 

Рисунок 4.21 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям моделитурнейского объекта	Рисунок 4.22 — Распределение нефтена- сыщенности по верхним прослоям модели турнейского объекта на 01.01.2013 г.