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:
Sов – содержание связанной воды, д. ед.;
Sон – остаточная нефтенасыщенность, д. ед.;
kпр – проницаемость, 10-3мкм2;
kвыт – коэффициент вытеснения, доли ед.;
mн – вязкость нефти, мПа×с;
mв – вязкость воды, мПа×с.
Нормированная водонасыщенность определяется как
,
где S –водонасыщенность.
Нормализованные ОФП по нефти и воде берутся как отношение
; 
,
где kн, kв — 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. |