CC BY
23GEOLOGIYA-MINERALOGIYA FANLARI / GEOLOGICAL AND
MINERALOGICAL SCIENCES
УДК 622.276.575.1. Рахмонкулов М.Т., Сахатов Б.Г., Авлаярова Н.М., Агзамова С.А.
АНАЛИЗ ВЫРАБОТАННОСТИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ЮЖНЫЙ МИРШАДИ
Рахмонкулов М.Т. - ст. преподаватель; Сахатов Б.Г. - ассистент, Авлаярова Н.М. - ст. преподаватель (КарИЭИ); Агзамова С.А. - сотрудник АО (ИГРНИГИМ).
Мацолада нефть захираларини цазиб олинганлик даражаси та^лили натижалари келтирилган. Нефть захираларини цазиб олиш билан цамраб олинган ва цолдиц зоналари аницланган. Нефть олишни жадаллаштириш учун цудуцларда иссицлик усулларини цуллаш тавсия этилган.
Калит сузлар: кон, уюм, кудук, захира, фонд, курсатиш, дебит, ковушкоклик, нефть бераолишлик, ишлатилганлик, сувланганлик, усул, жадаллаштириш, самара.
The article presents the results of an analysis of the level of oil production. Oil reserves covered by production and residual areas are determined. To accelerate oil production, it is recommended to use thermal methods in wells.
Keywords: field, deposit, well, reserve, fund, parameter, flow rate, viscosity, oil recovery, depletion, water cut, method, intensification, effect.
Структура месторождения Южный Миршади подготовлена к глубокому бурению в 2000-2001 гг. Яккабагской ГЭ ОАО «Узбекгеофизика». Первооткрывательницей месторождения является скважина №2, из которой при испытании горизонта I бухарских слоев палеогеновых отложений из интервала 1461-1471 м была получена нефть дебитом 2530 т/сут. Месторождение введено в эксплуатацию в ноябре 2007 г.
Залежь нефти продуктивного горизонта I приурочена к узкой антиклинальной складке, относящейся к пластово-сводовому типу и подпирается пластовой водой. Структура имеет линейно-вытянутую форму. Размер ее по изогипсу минус 1050 м и составляет 3,7 х 4 км. Свод структуры находится на расстоянии 200-210 м юго-западнее от скважины №2. Высота залежи составляет 100 м. Северо-западное и юго-восточное крыло структуры осложнены нарушениями.
Продуктивный горизонт I литологически представлен зеленовато-серым известняком плотным, крепким с органическими остатками. Общая толщина горизонта 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 4м. Средневзвешенная пористость и нефтенасыщенность составляет 0,10 и 0,76 соответственно.
Из месторождения извлечено 19,6% начальных геологических и 56,2% начальных извлекаемых запасов нефти. Для извлечения остаточных запасов нефти оценим зоны их сосредоточения. Для этого воспользуемся методом построения карт распределения остаточных запасов нефти, основанном на использовании известной формулы определения конечного коэффициента извлечения нефти, который предложил академик А.П.Крылов, как произведение коэффициента вытеснения (Кв) на коэффициент охвата (Кохв) [2, 3 и др.]:
Если формулу (1) использовать применительно только к зоне дренирования отдельной скважины, можно полагать, что Кохз = 1, а КИН будет стремится к Кв, т.е. к максимально возможной величине, зоны локализации остаточных запасов нефти будут находиться за пределами зоны дренирования добывающих скважин. Исходя из этих положений,
построение карты распределения остаточных запасов нефти осуществляется в следующей последовательности.
1. По данным отборов нефти и жидкости для всех добывающих скважин строятся
характеристики вытеснения нефти водой в координатах — от ф [4,5].
(¿и *
2. Методом наименьших квадратов определяются коэфиициенты «я» и «Ъ» прямолинейного заключительного участка характеристики вытеснения.
3. Извлекаемые запасы нефти рассчитываются по формуле
еизЕ = ; (2)
4. Активные балансовые запасы нефти, дренируемые каждой добывающей скважиной, определяются по формуле
Фйэн (3)
5. На основе полученных значений балансовых запасов нефти находят площадь их распространения по каждой добывающей скважине, используя формулу объемного метода подсчета запасов нефти
= (¿йэи/Ь * Ш * кн * рн * 6, (4)
где 0ЙЭН,- дренируемые балансовые запасы нефти скважины.
6. Строится схематическая карта площади распространения дренируемых балансовых запасов нефти. Необходимо отметить, что конфигурация площади распространения дренируемых запасов нефти вокруг скважины может быть различной формы. В настоящее время конкретные рекомендации по поводу проведения границ между запасами нефти, дренируемых соседними скважинами, отсутствуют. Однако, учитывая недостатки линейной интерполяции, значения запасов нефти, особенно в условиях редкой сетки скважин и учитывая, то, что в большинстве случаев при проведении гидродинамических расчетов формы залежей условно принимаются в виде круга, площадь распространения балансовых запасов показывается окружностью, т.е. предполагается равномерное распределение дренируемых объёмов пласта вокруг скважины.
Зоны, не охваченные добывающими скважинами, представляют собой площади с остаточными запасами нефти, которые не вовлечены в эксплуатацию при существующей системе разработки, т.е.
— = _ '"::-, (5) где 1 /бал" суммарная площадь дренируемых запасов нефти скважин; - площадь нефтеносности; Р0£7Г- площади с недренируемыми запасами нефти.
7. Определяем остаточные балансовые запасы нефти на дренируемых и недренируемых площадях
= <?убан - <?ЕЬ01 , (6)
V.::::-: _ V;::-: _ — ■. V;::;, (7)
где 07я„- утвержденные балансовые запасы нефти, подсчитанные объемным методом; ££ (?НЗе~ суммарные извлекаемые запасы нефти по скважинам.
8. Проводится анализ полученных величин и фуб.гн Для извлечения остаточных
балансовых запасов нефти в зоне дренирования скважин (<Зд5гн) проводятся геолого-
технические мероприятия по повышению коэффициента вытеснения, а для извлечения остаточных запасов нефти недренируемых площадей - ГТМ по повышению коэффициента охвата пласта.
Выбор методов извлечения остаточных запасов нефти на основе параметров геолого-физических условий залежей и существующей системы разработки осуществляется на основе общепринятых критериев их эффективного применения [6].
Определение извлекаемых запасов нефти в зоне дренирования скважин осуществлено по характеристике вытеснения нефти водой в координатах Qж/Qн (где Qж и Qн - накопленная добыча жидкости и нефти).
В связи с этим, по каждой добывающей скважине были собраны и систематизированы данные по отбору нефти и жидкости. Построена характеристика вытеснения, для скважины №2 приведена на рис. 1. Зависимости были обработаны методом наименьших квадратов для определения коэффициента корреляции и коэффициентов прямой «а» и «Ь». Затем были рассчитаны дренируемые извлекаемые запасы для условий бесконечной промывки и до предела рентабельности эксплуатации каждой скважины. Результаты расчетов приведены в табл. 1. По результатам проведенных расчетов построена карта распределения дренируемых геологических запасов нефти.
Результаты расчетов также показывают (табл.2), что при существующей системе разработки месторождения Южный Миршади, будет извлечено 28,5% геологических и 81,8% извлекаемых запасов нефти, принятых в проекте разработки [7].
Ож,т
Рис.1. Характеристика вытеснения нефти водой для скважины №2.
Таблица 1.
Результаты расчетов извлекаемых запасов нефти по характеристикам вытеснения
нефти водой
№№ пп №№ скв. Извлекаемые запасы нефти Накопленная добыча нефти, тн
При бесконечной промывке до предела рентабельной добычи, тн
тн. 3 м
1 2 20000 22321,429 16648,9 13670,245
2 6 3503 3909,5982 3093,47 5323,064
3 10 3330 3716,5179 2661,04 2800,000
4 11 10000 11160,714 7636,98 2877,927
5 12 1667 1860,4911 1335,85 414,609
6 14 2000 2232,1429 1679,5 1582,124
7 15 11000 12276,786 8619,1 1979,559
8 16 133 148,4375 54,9027 52,472
всего: 51633 57626,117 41729,7 28700,000
Из карты распределения дренируемых геологических запасов видно, что процессом извлечения нефти охвачена в основном сводовая часть залежи, а остаточная нефть
сосредоточена на периферийных участках с относительно небольшой эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта. Поэтому для вовлечения в процесс добычи нефти бурение новых скважин экономически не целесообразно, а интенсификация отборов должна быть осуществлена с применением методов повышения производительности действующих скважин.
Таблица 2
Результаты расчета зоны дренирования скважин
а а % % § £ £ Эффективная нефтенасы-щенная толщина, м Коэффициент пористости, % Коэффициент нефтенасыщенности,% Коэффициент проницаемости, мД Плотность нефти, г/см3 Коэффициент вытеснения 1звлекаемые запасы нефти, м3 Пересчетный коэффициент Дренируемые геологические запасы нефти, м3 Площадь распространения дренируемых геологических запасов нефти, м2 Задиус площади дренирования скважин, м
1 2 4,4 12 82,3 26,18 0,896 0,638 22321,428 0,96 35010,383 110124,9 187,274
2 6 6,4 8,4 78,9 10,51 0,896 0,442 3909,598 0,96 8839,581 24227,92 87,840
3 10 8 9 77,3 12,54 0,896 0,484 3716,517 0,96 7680,317 20668,84 81,132
4 11 6 12 81,4 26,18 0,896 0,638 11160,714 0,96 17505,191 42826,36 116,785
5 12 1,4 16 64 54,64 0,896 0,252 1666,666 0,96 6625,953 63683,56 142,412
6 14 8 10,5 84,8 18,60 0,896 0,579 2232,142 0,96 3853,163 7959,469 50,347
7 15 7,2 8,2 77,1 9,88 0,896 0,428 12276,785 0,96 28656,789 91903,82 171,081
8 16 6,6 9,4 83,4 14,02 0,896 0,511 148,437 0,96 290,418 818,373 16,143
Из вышеизложенного следует, что, учитывая высокую вязкость пластовой нефти, для
этих целей рекомендуется обработка скважин паром или же применить термокислотную
обработку. Оба эти метода приводят к снижению вязкости нефти, и естественно, к
увеличению дебитов скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Махмудов Н.Н., Мухаммадиев Х.М., Бобомуродов У.З. Анализ выработанности запасов нефти месторождения Крук // Узбекский журнал нефти и газа. -2018. -№2.-с.18-22.
2. Методы извлечения остаточной нефти /М.П.Сургучев., А.Т.Горбунов, Д.П.Забродин и др.-М.: Недра, 1991.-347 с.
3. Сикантьева А.М., Ольховская В.А., Губанов С.И. Оценка выработки запасов вязкопластичной нефти на стадии обводнения пласта // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2017. -№7. -с.32-35.
4. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей // Известия вузов «Нефть и газ». -1972. -№10. -с.41-45.
5. Назаров С.Н. Исследование определяющих параметров нефтеотдачи // Известия вузов «Нефть и газ». -1982. -№6. -с.25-30.
6. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. -318 с.
7. Технологическая схема разработки месторождения Южный Миршади /АО «УзЛИТИнефтгаз».-Ташкент, 2013. -81с.
