ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ
В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ», e-mail: 62tavr@gmail.com
Проблема анализа разработки месторождений с залежами высоковязкой нефти остается актуальной и в настоящее время. Особенно затруднен анализ показателей разработки таких залежей в условиях дефицита или неоднозначности количественной геолого-геофизической и промысловой информации. Это касается также большинства месторождений, разрабатываемых более 20 лет. Исходной и накопленной информации по ним ранее не придавалось должного значения. Как следствие - при анализе текущего и общего состояния разработки месторождений высоковязкой нефти с поддержанием пластового давления путем внутриконтурного или законтурного заводнения эффективных объемов порового пространства пластов-коллекторов нефти затруднено получение достоверной оценки различных показателей и параметров разработки, их изменение во времени и, тем более, изучение их взаимного влияния на комплексные показатели разработки.
Авторами на примере месторождения нефти Мартыши (апт-неокомский горизонт) для проведения указанной оценки предложен новый системный подход. Основу его составляет комплексное приложение и модификация известных методик для получения качественных и количественных характеристик, пригодных для более надежного управления на поздней стадии процессом разработки залежей и прогнозом показателей.
На рис. 1 и 2 приведены структурная карта по кровле апт-неокомского горизонта и геологический профиль апт-неокомской залежи [1].
В работе были использованы карта распределения остаточных нефтенасыщенных толщин и изображение остаточного нефтенасыщенного объема залежи по состоянию на 01.1974 г., приведенные в [1].
Несомненно, что ежегодное построение подобных карт позволило бы более рационально планировать и производить такие производственные работы, как сгущение сетки эксплуатационных скважин, перевод добывающих скважин в нагнетательные и т.п.
Основные показатели разработки апт-неокомской залежи нефти приведены на
рис. 3.
Открытым оставался вопрос о средней величине проницаемости, необходимой для ряда гидродинамических расчетов и оценки изменчивости проницаемости залежи. Оценка вариации проницаемости продуктивных пород-коллекторов залежи приведена на рис. 4.
Еще ранее авторы изучили характер поведения относительных проницаемостей по нефти и воде по всем известным длительно разрабатываемым месторождениям и залежам нефти высокой и повышенной вязкости Эмбинского региона. Для апт-неокомской залежи рассматриваемого месторождения с помощью уравнений, изложенных в [1-2], получены относительные проницаемости по нефти и воде (рис. 5).
Относительная проницаемость по нефти, определенная по промысловым данным, приведена на рис. 6.
На рис. 7 отражены изменения обводненности скважин в зависимости от текущей водонасыщенности эффективного порового объема пород-коллекторов апт-неокомской залежи (в которых содержится подвижная нефть).
В ходе исследований авторы подтвердили прогнозную, ранее выполненную в [1] оценку конечной нефтеотдачи и накопленной добычи нефти за весь период разработки месторождения. На рис. 8 дан прогноз накопленной добычи нефти.
Эти и другие расчеты послужили основой компьютеризованных расчетов, которые подтвердили надежность ранее выполненных проектных показателей разработки апт-неокомской залежи нефти и ее высокую сходимость с основными фактическими показателями разработки (уровни годовой добычи нефти, текущие величины КИН, накопленная добыча нефти и т.д.). Основные результаты выполненных расчетов по Ф.Ф. Крейгу [3] приведены в таблице.
Из истории разработки залежи известно, что первые 2 года (1968 и 1969 гг) заводнение залежи не осуществлялось; суммарная добыча нефти за этот период составила 310,2 тыс. т. Заводнение апт-неокомской залежи началось с 1970 г. и продолжалось до 2005 г.; при этом, согласно прогнозу авторов, четвертый, завершающий, этап заводнения закончился в 2009 г. фактическим достижением проектных показателей разработки -КИН=0,48 при Юн = 11 431 тыс. т нефти.
В соответствии с контрольными расчетами, авторами были выделены четыре этапа процесса заводнения апт-неокомской залежи.
Первый этап охватывает период радиальной фильтрации из нагнетательных скважин в начале закачки до момента встречи нефтяных валов, образованных вокруг нагнетательных скважин, т.е. до момента интерференции скважин. Суммарный объем нагнетаемой воды к моменту проявления интерференции равен объему свободного газа (т.е. газовой шапки) в части порового объема коллекторов залежи. Этот этап характеризовался Wнаг = 21 тыс. м3 при продолжительности в 32 сут, при добыче нефти в Юн = 310,2 тыс. т и коэффициенте извлечения нефти I этапа (КИН I), равном 1,30 %.
Второй этап охватывает период от момента интерференции до заполнения жидкостью существующего газонасыщенного объема апт-неокомской залежи. В этот этап фильтрация не является строго радиальной. Этот этап характеризовался Wнаг = 2289,3 тыс. м3 при продолжительности в 1390 сут (время включает период интерференции от начала до конца заполнения), при добыче нефти в Юн = 1979,1 тыс. т и КИН II = 8,31 %.
Общее время разработки залежи на I + II этапах составило 1416 сут при суммарном КИН I + II этапов = 9,61 %.
Третий этап охватывает период от заполнения жидкостью существующего газонасыщенного объема апт-неокомской залежи до прорыва воды к эксплуатационным скважинам. После прорыва воды начинается период эксплуатации обводненных скважин. Этот этап характеризовался Wнаг = 5636,8 тыс. м при продолжительности в 2267 сут, добыче нефти в Юн = 3200 тыс. т и КИН III = 13,43 %.
Общее время разработки залежи на I + II + III этапах составило 3682 сут при суммарном КИН I + II + III этапов, равном 23,04 %.
Четвертый этап охватывал период от прорыва воды до полного обводнения апт-неокомской залежи. Этот этап начался в 1979 г и характеризуется Wнаг = 11431 тыс. м при продолжительности в 9148 сут (до конца 2004 г), добыче нефти в Юн = 9993 тыс. т и КИН IV = 33,96 %.
Общее время разработки залежи на I + II + III + IV этапах составило 12831 сут (35,1 года) при суммарном КИН I + II + III + IV этапов = 47,39 %.
Как и прогнозировалось авторами, завершение четвертого этапа наступило всего через 14025 суток (38,4 года) после начала заводнения в середине 2008 г, т.е. через 1195 сут (4,4 года) после 2004 г, к концу которого общая длительность разработки апт-
неокомской залежи была 40,4 года, величина накопленной добычи нефти составила Юн = 11603 тыс. т, величина коэффициента извлечения нефти достигла КИН = 48,69 % с учетом добытой за 2 года (в 1968-1969 гг.) нефти (до начала заводнения добыча составила 310,2 тыс. т).
Расхождение расчетных данных авторов Юн = 11603 тыс. т и проектной величины EQн при окончании разработки апт-неокомской залежи, принятой равной 11431 тыс. т, составляет 1,48 %.
Приведенные в таблице основные результаты компьютеризованных расчетов истории разработки апт-неокомской залежи нефти месторождения Мартыши подтверждают высокую надежность и обоснованность ранее принятых в производство проектных показателей и их реализации при добыче остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки рассматриваемой залежи.
Авторы одними из первых намеревались показать новое информационное значение зависимости среднего давления закачки нагнетаемой воды на определенные даты (годы разработки) от объема закачиваемой (нагнетаемой) воды.
При этом авторы считали, что нагнетание воды происходит только в эффективный объем порового пространства (ЭОПП) коллекторов нефти, в котором могут перемещаться подвижная нефть и нагнетаемая вода, т.е. заводнением не затронуты объемы порового пространства, соответствующие коэффициенту остаточной воды (К ост в) и коэффициенту остаточной нефти (К ост н).
Необходимо, чтобы при расчете объемов закачиваемой воды на каждую дискретную дату (год) строго учитывались соответствующие показатели порового пространства пластов-коллекторов, динамика (косвенно и во времени) изменения объемов закачиваемой воды в зависимости от давления закачки. Не должно быть закачки или перетоков нагнетаемой воды в другие пласты. Несомненно, что для получения достоверных результатов в рамках данного раздела системного подхода технологические службы нефтегазодобывающих промыслов должны уделять повышенное внимание достоверному учету объемов закачиваемой воды именно в пласты-коллекторы и пропластки разрабатываемой залежи, для чего существуют определенные методики и технологии промыслово-геофизического контроля за профилями нагнетания в интервалах закачки воды в нагнетательных скважинах. В противном случае неизбежны ошибки в оценках по данной методике.
В случае разработки данной залежи нефти это и произошло. Так, не удалось достоверно выявить объемы закачки воды только в апт-неокомскую залежь ввиду эксплуатации двух залежей (апт-неокомского и 1 неокомского горизонтов) единым эксплуатационным объектом в достаточно большом числе скважин в течение многих лет. Однако данные, приведенные на рис. 9, позволили оценить величину указанных коэффициентов, что для других аналогичных залежей не противоречит оценкам эффективных объемов порового пространства, соответствующим принятым коэффициентам остаточной воды (К ост в) и остаточной нефти (К ост н). Последнее обстоятельство очень важно для уточнения статической системно описываемой модели залежи высоковязкой нефти.
При анализе достоверности различных параметров и показателей, а также истории разработки для прогноза величины остаточных извлекаемых запасов нефти апт-неокомской залежи на период после 2004 г. была использована вся доступная накопленная информация. Попутно было обращено внимание специалистов на упущенные информационные возможности при многоаспектном анализе разработки аналогичных сложнопостроенных залежей нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Джакиев К. Т. Геология и разработка залежей высоковязких нефтей Западного
Казахстана. Алматы : Ылым, 2003. 310 с.
2 Тавризов В.Е., Обморышев К.М. Определение переходной зоны и положения
ВНК в залежах. М., 1986. (Экспресс-информация ВИЭМС; вып. 8).
2. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974.
191 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Структурная карта по кровле апт-неокома (по данным [1])
Рис. 2. Месторождение Мартыши. Геологический профиль апт-неокомской залежи (по данным [1])
пзДЫ ризрдббиы
Рис.3. Основные показатели разработки апт-неокомской залежи (месторождение
Мартыши): Qж - добыча жидкости, Qн - добыча нефти, Qзак - закачка воды, Qв -добыча воды
Допд о&1|его солсчест&э образцов с более аьюмоА пронк^е^оетьв, %
Рис. 4. Оценки вариации проницаемости
Рис. 5. Месторождение Мартыши, апт-неокомский горизонт. Зависимость относительных проницаемостей по нефти (К н) и воде (К в) от водонасыщенности Кв
Рис. 6. Месторождение Мартыши, апт-неокомская залежь. Зависимость относительной проницаемости по нефти от водонасыщенности
Рис. 7. Зависимость изменения обводненности скважины от водонасыщенности
Рис. 8. Прогноз накопленной добычи нефти (месторождение Мартыши)
г-■
[ / / /
V/
г Г я
с» г Л......
6 ........... -.........-......- - - -......-......- - -
а ¡о зо из и еа то во зд юо
Рис. 9. График зависимости давления закачки воды Р от объема V порового пространства, занятого вторгшейся водой (апт-неокомская залежь месторождения Мартыши)
Таблица
Показатели разработки апт-неокомской залежи (месторождение Мартыши) в процессе заводнения
Тип залежи: газонефтяная с газовой шапкой
Годы I этап Годы II этап
W наг,м3 Et, сут EQh ф I КИН I Et, сут II Wнаг=EQн II КИН II
10,0 15 1970 - 1390 2289,3 0,0831
15,0 23 (01.1973) Et^ I+II EQh ф I+II КИН I + II
1968 20,0 30 76,8 1968 - 1416 1979,1 0,0961
1969 21,0 32 310,2 0,0130 (01.1973)
III этап
W наг,м3 Еа прор Et, сут III EQн ф III КИН III
1973 2289,3 0,17740 1416 0 0
1974 2602,8 0,23087 2543 300 0,0126
1975 3142,2 0,27872 2788 815 0,0342
1975 3635,6 0,32249 2979 1287 0,0540
1976 4195,5 0,37215 3180 1823 0,0765
1977 4717 0,41841 3353 2321 0,0974
1977 5153,6 0,45714 3471 2738 0,1149
1978 5570,6 0,49413 3573 3137 0,1316
1979 5636,8 0,50000 3682 3200 0,1343
Et,cyxI+II+III EQH I+II+III КИН I+II+III
1970- 3682 3200 0,2304
1979
IV этап Нефтеотдача
W наг, Еа прор Sb 2 fH Sb ср КИН IV EQh IV Et, сут
м3
1979 5636,8 0,50000 0,51500 0,230974 0,600 0,1343 3200 3682
1980 5951,7 0,51449 0,51449 0,206749 0,639 0,1662 3960 4311
1981 6284,5 0,52900 0,52900 0.178761 0,647 0,1797 4283 4967
1982 6576,1 0,54110 0,54110 0,145364 0,651 0,1889 4500 5531
1983 6808,3 0,55035 0,55035 0,122981 0,655 0,1966 4685 5972
1984 7004,9 0,55794 0,55794 0,121885 0,664 0,2077 4950 6335
1985 7169,5 0,56413 0,56413 0,108862 0,666 0,2136 5090 6631
1986 7288,7 0,56853 0,56853 0,090564 0,667 0,2152 5128 6836
1987 7389,8 0,57220 0,57220 0,080603 0,668 0,2181 5196 7002
1988 7492,9 0,57590 0,57590 0,075004 0,671 0,2223 5296 7150
1989 7622,0 0,58045 0,58045 0,089213 0,682 0,2340 5577 7307
1990- 10959,5 0,67730 0,67730 0,050612 0,815 0,4194 9993 12831
2004
2005- 11431,0 0,68853 0,68853 0 0,860 0,4739 11293 14025
2009
КИН I-IV EQh I-IV Et, сут I-IV
С учетом двух лет добычи нефти без заводнения (1968- 0,4869 11603 14025
69 гг.) общий срок разработки составит 40,4 года
38,4 года |