CC BY
0УДК 622.11
О СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДАХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ
АХМЕТОВ НУРКЕН МАКСУТОВИЧ
д.т.н.,профессор
СЕРГАЛИЕВ РАСУЛ ТИМУРОВИЧ
Магистрант
Западно Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана, г
Уральск. Казахстан
Аннотация: В работе приводится анализ проблем локализации остаточных запасов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки в последние годы приобретает все большее значение, поскольку ее успешное решение позволяет не только определить местоположение невыработанных трудноизвлекаемых запасов, но также скорректировать систему и технологии разработки, обеспечивающих их эффективное извлечение.
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, нейросетевые технологии, локазизация, нефтенасыщенность.
В настоящее время основная доля месторождений Казахстана имеет высокую выработанность запасов. Структура запасов ухудшается из-за обводнения длительно разрабатываемых месторождений и освоения трудноизвлекаемых запасов. Для стабильного поддержания текущих показателей добычи на длительно разрабатываемых месторождениях требуются инновационные методы. К таким методам относятся технологии, позволяющие вырабатывать трудноизвлекаемые иобводненные запасы, а также методы их обнаружения. Используются аналитические, вероятностные, статистические и гидродинамические методы, а также методы машинного обучения и нейросетевые технологии, с помощью которых решаются задачи определения зон остаточных запасов нефти.
В многочисленных месторождениях обнаружение и локазизации остаточных запасов нефти является одной из основных проблем, поскольку большинство месторождений имеют высокую степень выработки.
Пути решения данной проблемы, заключаются в обосновании и реализации новых алгоритмов выявления зон остаточных запасов нефти, в том числе на основе вероятностного и нейросетевого моделирования.
Важную роль в определении зон остаточных запасов нефти играет структураостаточной нефтенасыщенности (ОНН). Анализ структуры ОНН позволяетвыявить, где и каким образом распределены остаточные запасы нефти в коллекторе, что позволяет адресно определить мероприятия для извлечения остаточных запасов.
Выработка запасов нефти на начальном этапе разработки большинства месторождений связана со вводом наиболее продуктивных зон, тогда как наименее продуктивные зоны оставались не охваченыпроцессом выработки в связи с отсутствием технологий их извлечения, либо экономической нерентабельностью применения новых технологий. Такой подход привел к тому, что большой объем запасов нефти остался в неоднородных, низкопроницаемых коллекторах.
При высокой выработанности основных высокопродуктивных зон, на первый план ставится локализация остаточных запасов, сосредоточенных в коллекторах в достаточных количествах, чтобы целенаправленно и экономически эффективно ихдобыть.
На текущий момент существует несколько методик количественной и зональной оценки остаточных запасов нефти. К таким методикам относятся: методика Сазонова Б.Ф. с учетом функции Баклея-Леверетта, методика Лозина Е.В.
Также для определения запасов нефти используют вероятностные и детерменированные (объемный метод и метод материального баланса) методы.
Используя методику Сазонова Б.Ф., возможно определить коэффициент охвата пласта разработкой, основываясь на обводненности продукции. Одновременно с этим функция Баклея-Леверетта позволяет получить значение остаточной водонасыщенности при определенном значении обводненности. Объединяя методику Сазонова Б.Ф. и функцию Баклея-Леверетта возможно определить коэффициент остаточной нефтенасыщенности при известном коэффициенте охвата.
Минусом данной методики является то, что на большинстве возрастных месторождений на начальном этапе геологоразведочных работ использовалисьустаревшие на сегодняшний момент комплексы ГИС, которые ввиду большой
погрешности не дают детальной информации о коллекторских свойствах пласта или отдельных пропластков, что сказывается на точности представления о начальных запасах нефти и, в свою очередь, приводит к искажению определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности. К тому же недостаточная разрешающая способность устаревших комплексов ГИС не позволяет дифференцировать пласт на отдельные пропластки с различными ФЕС, что может приводить к значительным ошибкам в определении коэффициента охвата.
Другая методика была предложена Лозиным Е.В. Метод основан на построении корреляционных зависимостей нефтенасыщенной мощности пласта и обводненности продукции. При этом в нескольких действующих скважинах проводится контроль нефтенасыщенности с помощью радиоактивного каротажа. На основе полученных данных, при комплексировании результатов интерпретациикаротажа и данных по мощности пласта и обводненности продукции строятся корреляционные зависимости в различные временные промежутки, что позволяет оценить текущую нефтенасыщенность в пределах всего пласта и с помощью объемного метода оценить остаточные запасы нефти.
Несомненным плюсом данной методики является отсутствие необходимостипроводить комплекс промыслово-геофизических исследований во всех скважинах для определения текущей нефтенасыщенности. Минусом же данной технологии является невозможность определить величину запасов по площади месторождения, так как в данном случае не учитывается такие показатели как расчлененность и неоднородность ФЕС коллектора, а также высота прослоев над уровнем ВНК.
Для оценки извлекаемых запасов нефти на завершающей стадии разработки также могут применяться методы, основанные на использовании различных модификаций эмпирических зависимостей, что позволяет оценить эффективность проводимых на месторождении мероприятий и спрогнозировать возможные объёмы нефтеизвлечения.
Соответственно многие месторождение является хорошим примером, так как к наиболее благоприятным условиям применения метода построения характеристик вытеснения относятся:
- высокая выработанность запасов;
- завершено формирование проектной системы разработки;
- залежи нефти длительно эксплуатируются с водой, содержание которой в продукции превысило 90%.
В начале строится график зависимости произведения объемов нефти и жидкости от объемов жидкости: Vн*Vж от Vж, где Vн - накопленный отбор нефти (тонн), Vж -накопленный отбор жидкости (тонн). Для указанной выборки проводится линейная аппроксимация, которая продляется до значений показателей, соответствующих заданной
обводненности (на практике 98-99%). Рассчитанное значение Vн в данной точке будет являться объемом начальных извлекаемых запасов нефти (рис. 1).
Рисунок 1 - Построение характеристики вытеснения (зависимость Камбарова Г.С.)
Следует отметить, что методика оценки извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения использует данные фактической работы добывающих скважин, в частности добычу жидкости и нефти. В то же время она не учитывает геологические параметры и геологическую неоднородность. Наиболее значимым недостатком метода является невозможность локализовать остаточные запасы - возможно только оценить их количество.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Азаров Е.С. Влияние геологических и технологических факторов на вероятность определения зон остаточных запасов нефти / Журнал «Известиявысших учебных заведений. Нефть и газ», №5, 2019 г., С. 46-56
2. 2.Азаров Е.С., Тарачева Е.С. Анализ применяемых методов обоснования коэффициента остаточной нефтенасыщенности объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2021 г., № 1, стр. 44-48.
3. З.Азиз А., Сеттари Д. Математическое моделирование пластовых систем. - М.Недра, 1980, 407 с.
