Гримус С.  

Типизация геолого-гидродинамических условий формирования пространственной структуры фильтрационного потока при разработке нефтяных месторождений Припятского прогиба

Типизация геолого-гидрогеологических условий при разработке нефтяных месторождений представляет собой выделение однотипных геофильтрационных обстановок по возможным расчетным схемам. Типизации природных обстановок широко используется при решении различных гидрогеологических задач [1,2], а для целей изучения структуры фильтрационного потока в условиях разработки нефтяных месторождений Припятского прогиба проводится впервые.
Типизация геолого-гидродинамических условий представляет упрощения строения области фильтрации в границах нефтяной залежи для последующего создания расчетных схем и геолого-гидродинамических моделей разработки. В основу типизации геолого-гидродинамических условий при разработке нефтяных месторождений положены особенности строения коллектора в пространстве и по разрезу залежи, различие в фильтрационных параметрах зон, отдельных блоков, слоев-коллекторов и слоев-неколлекторов (перемычек), а также особенности разработки нефтяной залежи. Получение надежных прогнозных показателей разработки сложно построенных залежей нефти возможно лишь при условии обоснования расчетных схем, глубоко аргументированных по их соответствию литолого-фациальному и структурно-тектоническому строению залежи, по характеру изменчивости фильтрационных и емкостных свойств пластов и слоев горных пород в плане и в разрезе.
Строение карбонатного коллектора нефтяных залежей Припятского прогиба обусловлено блоково-гетерогенной природой. Гетерогенность карбонатного коллектора подразумевает наличие подсистем с различными фильтрационными свойствами и уровнями процессов фильтрации [2]. Гетерогенность определяет основные эффекты, связанные с перераспределением фильтрационных потоков при разработке нефтяных залежей. Наличие резких значений в фильтрационных свойствах карбонатного коллектора и уровнях фильтрации между отдельными элементами нефтяной залежи можно рассмотреть на примере двух типовых геофильтрационных обстановок, возникающих при разработке нефтяных залежей Припятского прогиба.
1) Гетерогенно-блоковая система с упорядоченной фильтрационной неоднородностью. Область фильтрационного потока имеет выраженное слоистое строение – чередование хорошо проницаемых нефтенасыщенных слоев и слабопроницаемых, которые обуславливают гидравлическое разделение потока по вертикали. Такие системы фильтрационной неоднородности были рассмотрены на примере подсолевых залежей Золотухинского и Осташковичского месторождений нефти. 2) Гетерогенно-блоковая система неупорядоченного фильтрационного строения. Комплексы трещиновато-пористых пород, которые содержат многочисленные слабопроницаемые включения, не выдержанные по площади и по разрезу. Области фильтрации состоит из зон, блоков горных пород различной формы, размеров и проницаемости. Слоистость пород в такой системе потеряла свое значение как фактора, определяющего фильтрационные свойства пород в вертикальном разрезе. Для них характерно наличие пропластков, линз и других включений с различной геометрией и проницаемостью, случайным образом распределенных по площади и в разрезе. Ведущее место в формировании фильтрационной неоднородности принадлежит трещиноватости различного генезиса. Такие системы были рассмотрены на примере межсолевых залежей Золотухинского и Осташковичского месторождений нефти.
В зависимости от особенностей геологического строения подсолевых и межсолевых залежей, масштаба и времени разработки месторождений нами выделены следующие расчетные схемы и подсхемы [1,2,3].
- схема 1: изолированный гетерогенный пласт упорядоченного строения – пласт, сложенный чередующимися слоями пород с различными фильтрационными свойствами;
- подсхема 1-2: проницаемость пород отдельных слоев имеет близкие значения. Учитывая анизотропию горных пород по проницаемости, подсхему 2-1 можно разделить на частные подсхемы 1-2-1 и 1-2-2:
частная подсхема 1-2-1: проницаемость слоев в направлении, нормальном напластованию (kz), согласно литературным источникам, в 5-10 раз меньше проницаемости слоев вдоль напластования (kz = 0,1kх);
частная подсхема 1-2-2: проницаемость слоев в направлении, нормальном напластованию, равна нулю. На наш взгляд, такая расчетная схема не характерна для реальных нефтегеологических объектов, т.к. если порода, проницаема вдоль напластования, является проницаемой и в других направлениях. Мы рассматриваем эту схему потому, что во многих работах по обоснованию закономерностей вытеснения нефти из пласта водой принимается такая предпосылка [4];
- подсхема 1-3: соотношение проницаемости соседних слоев весьма велики. В таких слоистых пластах проявляется специфическая структура фильтрационного потока, которая может быть описана на основании предпосылок о перетекании [1].
Для массивных залежей выделены следующие типовые расчетные схемы.
- схема 2: изолированный гетерогенный пласт неупорядоченного строения – пласт, сложенный однородными трещиновато-пористыми породами (модель гетерогенно-блоковой среды с двойной проницаемостью).
  подсхема 2-1: слабопроницаемые блоки матрицы с включениями высокопроницаемых  блоков и каналов;
  подсхема 2-2: высокопроницаемые блоки матрицы с включениями слабопроницаемых пропластков и линз;
  подсхема 2-3: квазиоднородная система слабопроницаемых блоков, равномерно прорезаемых проводящими каналами – микротрещинами.
Типовые расчетные схемы были реализованы на специально созданных гидродинамических тестовых моделях. На тестовых моделях была выполнена серия экспериментов по выявлению факторов, влияющих на структуру фильтрационного потока, темпы выработки запасов нефти и охват залежей нефти вытеснением.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Шестаков В.М. Гидродинамика. Учебник . – 3-е изд. –М.: МГУ, 1995. – 368 с.
2. Мироненко В.А. Динамика подземных вод. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1996, 375 с.
3. Гавич И.К. Теория и практика применения моделирования в гидрогеологии. – М.: Недра, 1980, 358 с.
4. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М., 2002. – 639 с.