CC BY
20емкостная модель пласта, флюид содержится как в трещинах, так и поровых каналах коллектора, между которыми происходят обменные процессы.
• Создание значительных репрессий обусловило снижение проницаемости ПЗП и УЗП, что и привело к недостоверной оценке характера насыщения объектов. Оптимальное значение репрессии на пласт не должно превышать 8 %.
• Для расформирования зон со сниженной проницаемостью необходимо увеличение времени притока до 2-3 часов, а также использование многоцикловых пластоиспытателей. Величина депрессии должна составлять 0,56-0,70 Рпл.
• Учет фильтрационно-емкостной модели коллектора и выбор оптимальных условий бурения и испытаний будут способствовать достоверной оценке нефтегазоносности перспективных отложений восточной части Широтного Приобья.
Список литературы
1. Дашкевич Н. Н., Каштанов С. А. Схематическая карта нефтегеологического районирования до-кембрийских и кембрийских отложений левобережья Енисея: Объяснительная записка к карте масштаба 1:2000000. - Новосибирск, 1992 г.
2. Попов И. П. Оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1990 г., №11. - С. 1-8.
3. Паникаровский В. В., Попов И. П. Оценка качества вскрытия продуктивных пластов: учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 100 с.
Сведения об авторах
Попов Иван Павлович, д.г.-м.н., профессор, заместитель заведующего кафедрой «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: (3452) 44-43-58
Пономарева Екатерина Алексеевна, аспирант кафедры «Промысловая геология», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: (3452) 44-43-58
Popov I. P., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor, deputy head of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone: (3452)44-43-58
Ponomaryova E. A., postgraduate student of the chair «Field Geology», Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone: (3452)44-43-58
Бурение скважин и разработка месторождений
УДК 622.276.031:531.5 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КОГАЛЫМСКОГО РАЙОНА
ANALYSIS OF JURASSIC DEPOSITS NON-STATIONARY WATERFLOODING EFFICIENCY
Л. А. Ваганов, И. Г.Телегин
L. A. Vaganov, I. G. Telegin
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Институт водных и экологических проблем СО РАН,г.Тюмень
Ключевые слова: нестационарное заводнение, нефтеотдача, геолого-физические характеристики, критерии эффективности Key words: non-stationary waterflooding, oil recovery, geological and physical characteristics,
effectiveness criteria
В настоящее время на месторождениях Когалымского района активно разбуриваются и разрабатываются юрские отложения, например, в залежах верхнеюрских отложений сосредоточены до 14% всех извлекаемых запасов нефти категорий ВС1 и до 30% — категории С2, поэтому очень важно изначально выбрать наилучшие проектные решения для достижения
заданного КИН и экономической выгоды для недропользователя. В данной работе проводится анализ геолого-технологических условий для применения нестационарного заводнения (НЗ) [1-2] в условиях юрских отложений месторождений Когалымского района. Такой анализ является важным условием при выборе оптимальных параметров технологического процесса и участков для внедрения данной технологии увеличения нефтеотдачи.
1. Характеристика объектов исследования
Критерии выбора объектов для исследования при выполнении условий:
• объект должен быть представлен залежами относительно крупного размера, достаточного для формирования регулярной системы разработки;
• объект должен находиться в эксплуатации в течение относительно долгого периода времени для того, чтобы данные для анализа показателей разработки были достаточно представительными.
Выбраны промышленно разрабатываемые юрские отложения нефти Ватьеганского, Грибного и Повховского месторождений. Сравнение основных геолого-физических показателей по объектам приведено в таблица 1 .
Таблица1
Сводная таблица геолого-физических характеристик
Параметр Ватьеганское ЮВ1 Грибное ЮС1 Повховское ЮВ1
Пласт.,
Тип залежи свод., лит. экр., водоплав. Пласт., свод. Литол.экр.
Средняя эффективная нефтенасыщенная 3,5 7,3 0,9-6,9
толщина, м
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли. ед. 0,53 0,536 0,51
Проницаемость, 10-12 мкм2 39,4 18,8 25,0
Коэффициент песчанистости, доли. ед. 0,677 0,801 0,343
Расчлененность 1,9 1,9 3,3
Начальное пластовое давление, МПа 25,9 28,1 28,9
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПас 1,2 0,50 0,71
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,755 0,732 0,740
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,199 1,265 1,274
Газовый фактор, м3/т 70,4 110 108
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас 0,41 0,5 0,28
Коэффициент продуктивности, м3/(сутМПа) 4,2 3,9 0,04-18,5
Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,530 0,530 0,424
2. Определение эффекта от остановок нагнетательных скважин
Оценка эффекта от плановых и неплановых остановок нагнетательных скважин проводилась по группе реагирующих добывающих скважин по следующим параметрам:
• изменение текущего дебита нефти/жидкости;
• дополнительная добыча нефти, с разделением эффектов по нефтеотдаче (НО) и интенсификации (ИН) [3];
• дополнительная добыча жидкости.
Из анализа исключили добывающие скважины (или их группы),
• на которых одновременно с остановкой проводились геолого-технические мероприятия, которые могли исказить результаты оценки или вызвать интерференцию в работе скважин.
• Срок работы скважин с момента запуска составлял менее года либо режим работы скважины был нестабильным, что также могло повлиять на оценку эффекта.
Сводная таблица, характеризующая остановки нагнетательных скважин (табл. 2).
Общая сводка по остановкам нагнетательных скважин
Параметр Ватьеганское Грибное Повховское Итого
Нагнетательных скважин, скв. 13 10 9 32
Остановок 18 14 18 50
Средняя продолжительность остановок, сут. 100 60 140 -
Дополнительная добыча нефти, тыс.т 8,44 8,15 6,20 22,79
Увеличение нефтеотдачи, тыс.т 8,21 6,80 5,67 20,68
Интенсификация нефтедобычи, тыс.т 0,23 1,35 0,53 2,11
Удельная эффективность, тыс.т/скв. 0,47 0,58 0,34 0,46
Дополнительная добыча жидкости, тыс.т 3,95 9,50 -0,38 13,07
Дебит нефти, т/сут.
Факт 11,8 13,5 9,0 18,5
Тренд 11,1 12,3 8,5 17,2
Эффект 12,8 14,9 10 20,3
Дебит жидкости, т/сут.
Факт 18,2 44,3 23,6 44,0
Тренд 17,6 42,6 23,2 42,6
Эффект 17,8 45,2 21,9 43,4
Обводненность, %
Факт 35,2 69,5 61,9 58,1
Тренд 36,6 71,1 63,4 59,6
Эффект 27,7 66,9 54,3 53,2
Изменение показателей (эффект/тренд), %
Дебит нефти (отн.) 15,4 21,1 17,9 10,7
Дебит жидкости (отн.) 1,1 6,2 -5,6 -1,5
Обводненность (абс.) -7,1 -2,6 -8,6 -4,8
Наибольшим средним эффектом по нефти характеризуются скважины Грибного месторождения — прирост дебита нефти в результате остановки нагнетательной скважины в среднем составляет 21,1% (см. табл. 2). При этом, прирост дебита жидкости в среднем на 6,2% указывает и на наличие фактора интенсификации. По скважинам Ватьеганского и По-вховского месторождений прирост дебита нефти в среднем ниже — 15,4 и 17,9% соответственно, сопровождается ощутимым снижением обводненности скважинной продукции (-10,9 и -8,1% соответственно).
Большая часть дополнительной добычи нефти (22,79 тыс.т) приходится на эффект увеличения нефтеотдачи (91% общей добычи), причем для Ватьеганского месторождения на увеличение нефтеотдачи приходится 97%.
Среднее снижение обводненности составляет 4,9%, причем наименьший эффект для месторождения Грибное — 2,6%. В то же время удельная эффективность наибольшая именно для Грибного месторождения 0,58 тыс.т/скв. Наибольшее снижение обводненности на месторождении Повховское 7,7%. В то же время удельная эффективность для данного месторождения наименьшая 0,34 тыс.т/скв. Это объясняется тем, что начальные извлекаемые запасы нефти на одну скважину на месторождении Грибное составляют 120,8 тыс. т, а на Повховском 52,1 тыс. т, поэтому извлекаемые с помощью НЗ запасы на месторождении Грибное выше чем на Повховском.
На рис. 1 выведена зависимость изменения дебита нефти от обводненности, откуда следует, что при увеличении обводненности, изменение дебита нефти более значительно. Это объясняется тем, что с течением времени площадь контакта водной и нефтяной фаз увеличивается и при периодической работе нагнетательных скважин, за счет перепадов давления, больший объем воды внедряется в нефтенасыщенные непромытые зоны пласта.
На рис. 2 приведены графики изменения дебита нефти от начального дебита нефти до отключения нагнетательных скважин, откуда следует, что чем выше начальный дебит, тем больше эффект. Это объясняется тем, что малые дебиты, как правило, часто соответствуют большей обводненности (см. рис. 1).
На рис. 3 приведена зависимость удельной эффективности по НО от длительности остановок нагнетательных скважин, видно, что для месторождения Грибное зависимость имеет хорошо выраженный нелинейный характер. Это объясняется тем, что увеличение времени остановок позволяет создать большие перепады давления между разнопроницаемыми и разнопромытыми водой частями пласта. Однако при длительности остановок больше оптимальной происходит снижение динамических уровней на добывающих скважинах, что ведет к уменьшению добычи жидкости и соответственно падению добычи нефти. Тренд описывается уравнением параболы, имеющей максимум на отрезке ограниченном диапазоном от 50 до 150 суток. В то же время для месторождения Повховское увеличение длительности остановок уменьшает эффективность и при проведении НЗ необходимо брать короткую длительность циклов. Для Ватьеганского месторождения с увеличением длительности простоя нагнетательных скважин пропорционально растет и удельная эффективность. Это можно объяснить тем, что имеет место хорошая гидродинамическая связь с законтурными водами, и система ППД недостаточно эффективна.
Рис. 1. Зависимость изменения Рис. 2. Зависимость изменения
дебита по нефти от обводненности дебита по нефти от начального дебита
Рис. 3. Зависимость удельной эффективности по НО от длительности
3.Выделение геологических критериев эффективности нестационарного заводнения
Для анализа критериев эффективности нестационарного воздействия по реагирующим добывающим скважинам собран ряд геолого-физических параметров (проницаемость, эффективная нефтенасыщенная толщина, расчлененность), определены комплексные параметры: средняя толщина эффективных нефтенасыщенных пропластков, доля низкопроницаемых пропластков, гидропроводность (табл. 3).
Геолого-физические параметры в среднем по реагирующим скважинам
Параметр Ватьеганское Грибное Повховское
Проницаемость, мД 32,9 18,7 69,5
Гидропроводность, 10-12 м3/Па-с 1,22 0,54 1,70
Эфф. н-нас. толщина пласта, м 6,0 7,0 7,7
Расчлененность, ед. 4,4 1,7 3,9
Ср. толщина н-нас. пропластков, м 1,4 5,4 2,8
Доля участия низкопрониц. пропластков, д.ед. 0,40 0,59 0,32
По полученным значениям построены зависимости, из которых можно оценить влияние того или иного параметра на величину дополнительной добычи нефти от нестационарной работы нагнетательных скважин.
1. Проницаемость. Распределение дополнительной добычи от проницаемости показало отсутствие зависимости величины эффекта от проницаемости, что объясняется различиями в диапазонах проницаемости (по реагирующим скважинам Грибного месторождения проницаемость изменяется от 4 до 37 мД, а по Повховскому — от 40 до 101 мД) и неравномерностью распределения скважин по проницаемости.
2. Гидропроводность. На рис. 4 приведена зависимость удельной эффективности от гидропроводности. Хорошо прослеживается тенденция увеличения удельного эффекта при увеличении гидропроводности, особенно хорошо это видно на месторождении Грибное.
Рис. 4. Зависимость удельной Рис. 5. Зависимость удельной
эффективности от гидропроводности эффективности от расчлененности
3. Расчлененность. По выбранным объектам расчлененность пласта является различной
— на месторождении Грибное этот параметр ниже (в среднем по реагирующим скважинам
— 1,7), при этом распределение дополнительной добычи в зависимости от расчлененности пласта, вскрытого реагирующей добывающей скважиной, показывает их обратную зависимость (рис. 5), откуда видно, что по скважинам, вскрывшим пласты со значением расчлененности 1 - 2, наблюдается тенденция к получению более высоких значений дополнительной добычи нефти. Тенденция получения более высоких результатов от нестационарного воздействия подтверждается по всем месторождениям. Это может быть обусловлено тем, что с повышением расчлененности увеличивается разделенность высоко- и низкопроницаемых пропластков непроницаемыми, соответственно снижается вероятность вовлечения недренируемых запасов нефти при нестационарной работе нагнетательных скважин.
4. Средняя толщина нефтенасыщенных пропластков. Данный параметр определен отношением средней эффективной нефтенасыщенной толщины к расчлененности пласта:
ггср _ нэфф.н-нас. (1)
нн-нас.пропл. - ^ '
красч.
где НСР — средняя толщина нефтенасыщенных пропластков, м; Н —
" н—нас.пропл. г ^ ^ т ^ г ' ' нэфф.н—нас.
эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; красч — расчлененность пласта, ед.
Приведенное ниже распределение на рис. 6 показывает, что вероятность получения большей величины дополнительной добычи нефти выше для добывающих скважин, вскрывших пласт со средней толщиной нефтенасыщенных пропластков более 4 м (наибольшие значения соответствуют средней толщине в 5-7 м). Такие скважины показывают лучшую реакцию на нестационарную работу нагнетательных скважин — дополнительная добыча до 3-х раз больше, чем для скважин, вскрывших пласт со средней толщиной нефтенасыщенных пропластков до 2 м. Эта зависимость может быть связана с тем, что в пропластках с большей толщиной имеется более высокая вероятность нахождения недрени-руемых запасов нефти и чередования высоко- и низкопроницаемых разностей, то есть основных условий эффективности нестационарного заводнения.
4. Доля участия низкопроницаемых пропластков Данный параметр определен отношением суммарной проницаемости низкопроницаемых пропластков к общей суммарной проницаемости пласта:
кпрон • НЭФФ.н—нас. (2) ^и -л-, у '
кпрон ■ н эфф.н—нас.
где — доля участия низкопроницаемых пропластков, д. ед.; К^^ — средняя проницаемость низкопроницаемых пропластков, мД; ННПФН тс — толщина низкопроницаемых пропластков, м; Кпрон — средняя проницаемость пласта, мД ; Нэффя тс — эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта, м.
Построенное распределение (рис. 7) выявило тенденцию получения наибольших величин дополнительной добычи нефти для скважин, в которых доля участия низкопроницаемых пропластков составляет 0,5 - 0,6. Распределение дополнительной добычи нефти от
по месторождениям подтверждает сделанный вывод - скважины, в которых доля участия низкопроницаемых пропластков составляет 0,5 - 0,6, дают почти в 3 раза больше дополнительно добытой нефти от нестационарной работы нагнетательных скважин.
Рис. 6. Зависимость удельной Рис. 7. Зависимость удельной
эффективности от средней толщины эффективности от доли участия
нефтенашщеннык пропластков низкотонииаемых пропластков
Выводы
В ряде случаев остановки нагнетательных скважин оказывают положительное воздействие на процесс разработки нефтяного месторождения. Приведена методика анализа неплановых и плановых остановок нагнетательных скважин для применения НЗ на юрских отложениях Когалымского района.
В ходе анализа удалось установить оптимальные значения геолого-физических пара-
метров, сочетание которых может усилить эффективность нестационарного воздействия. На примере скважин, эксплуатирующих юрские отложения Ватьеганского, Грибного и По-вховского месторождений, удалось установить, что вероятность получения больших значений дополнительной добычи нефти выше при условии, что пласт, вскрытый реагирующей добывающей скважиной, характеризуется следующими геолого-физическими параметрами:
• расчлененность разреза составляет 1-2 ед.;
• средняя толщина нефтенасыщенных пропластков 5-7 м;
• доля участия низкопроницаемых пропластков 0,5-0,6 д.ед.
Косвенными критериями могут служить также проницаемость и гидропроводность пласта в районе реагирующей скважины.
Установлены оптимальные сроки для периодов отключения и включения нагнетательных скважин, например, для месторождения Грибное рекомендуются периодические остановки нагнетательных скважин в 30-120 суток. Для месторождения Повховское более эффективны короткие остановки (14 - 30 суток). Для месторождения Ватьеганское наилучшим будут длительные остановки (более 100 суток).
Данное исследование может быть использовано при подборе нагнетательных скважин -кандидатов для внедрения технологии нестационарного воздействия с высокой вероятностью получения наибольшей дополнительной добычей нефти, а также прогноза эффективности нестационарного заводнения на том или ином участке.
Список литературы
1. Сургучев M. Л., Цынкова О. Э. О нестационарных режимах заводнения нефтяных пластов// Нефтяное хозяйство. - M., - 1983. № 7. - С.26-38.
2. Владимиров И. В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы) // - M.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С.11-27.
3. Казаков А. А. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технологических мероприятий // Нефтяное хозяйство. - N° 5.-1999.
Сведения об авторах
Телегин Игорь Григорьевич, к.ф.-м.н., инженер, Институт водных и экологических проблем СО РАН тел.:8(3452)632391, е-mail: [email protected]
Ваганов Лев Александрович, ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый университет», тел.: 8(3452)28-16-44, е-mail: [email protected]
Telgin I. G., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, engineer, Institute of Aqueous and Ecology Problems, SB RAS, phone: 8(3452)632391, е-mail: [email protected]
Vaganov L. A., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)28-16-44, е-mail: [email protected]
УДК 004.415
АЛГОРИТМ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА В СИСТЕМЕ НЕПОЛНОТЫ ИНФОРМАЦИИ
ALGORITHM OF FORMATION FILTRATION CHARACTERISTICS PREDICTION IN THE SYSTEM OF DATA INCOMPLETENESS
Ю. Е. Катанов
Yu. E. Katanov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: призабойная зона пласта, область дренирования скважины Key words: formation bottomhole area, well drainage area
Предлагается последовательность обработки результатов исследований на установившихся режимах фильтрации жидкости.
1. Изменяют режим работы пласта (4-5 режимов) и на каждом режиме определяют параметры "Q -Ap1 = Pm - P3a6. 1" ... " Qn -Apn = Ptlm - P3Clôn ".
2. По полученным данным строят индикаторную диаграмму в координатах Q — &p .
3. Проводят качественную интерпретацию индикаторной диаграммы:
