CC BY
31
Из сравнения параметров видно, что факторы, характеризующие месторождения ОАО «Ноябрьскнефтегаз», имеют больший диапазон разброса значений и непосредственно большие значения, чем факторы, характеризующие месторождения Пермской области (ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть»).
Также необходимо отметить, что себестоимость добычи тонны нефти по ЯНАО существенно больше аналогичного показателя по Пермской области, несмотря на более высокие технологические показатели (действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин, среднесуточный дебит нефти, добыча нефти (всего), обводненность). Это объясняется природно-климатическими условиями разработки месторождений, влиянием региональных факторов на формирование себестоимости добычи тонны нефти и т.д.
Получено 21.01.2000
УДК 622.276.4 (470.53) В. И. Галкин, П.М. Бармин
Пермский государственный технический университет, ПермНИПИнефть
ПРИМЕНЕНИЕ СТАТИСТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ДЛЯ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ПОДДЕРЖАНИЯ
ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ТУРНЕЙСКОЙ ЗАЛЕЖИ ОПАЛИХШСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На примере турнейской залежи Опалихинского месторождения с помощью статистического анализа рассмотрено влияние накопленной закачки на показатели разработки при двух разных способах закачки воды в пласт. В результате проведенных исследований установлено, что для рассмотренного объекта разработки законтурное заводнение оказалось малоэффективным, в отличие от внутриконтурного.
Практика современной нефтедобычи показывает, что на сегодняшний день необходимо уделять большое внимание объектам разработки с трудноиз-влекаемыми запасами [1, 2]. Таковым и является турнейская залежь Опалихинского нефтяного месторождения: тип коллектора карбонатный с высокой мак-ронеоднородностыо (£пес„ = 0,48, £расч = 7,25) и трещиноватостью; в продуктивной толще выделены четыре пачки; нефть,высоковязкая - 87 мПа-с; на большей части площади - на границе ВНК - залежь запечатана, так как анализ отобранных проб нефти в краевых добывающих скважинах показал, что нефть окисленная (асфальтогеновые кислоты практически отсутствуют в отличие от проб, взятых в центральной части залежи).
Для принятия решения по совершенствованию дальнейшей разработки данного пласта необходимо провести детальный, многофакторный анализ процесса нефтедобычи с использованием статистического моделирования. Изучено влияние количества закачиваемой воды на величину пластового давления.
Начальное пластовое давление в турнейском пластс принято равным 16,8 МПа. Данный объект эксплуатируется с 1978 г. на режиме истощения. С 1983 г. организовано законтурное заводнение (закачка в 2 законтурные скважины). А с 1987 г. - внутриконтурное заводнение. Данные о накопленной закачке и динамике пластового давления представлены в табл. 1.
Таблица 1
Показатели накопленной закачки и пластового давления по годам разработки
Показатели Законг урная закачка Внутриконтурная закачка'
1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 Л 990 1991 ! 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
ЕКзак, тыс. м3 90 230 370 467 592 664 713 759 823 | 886 947 998 1046 1096 1110 1188
/>гш., Мпа ¡4.8 13,8 14,0 13,5 13,4 14,4 14,3 13,8 14,1 | 14,4 14,1 14,1 15,1 14,9 14,7 15,3
Сопоставление этих данных по годам разработки показывает, что поддержание пластового давления (Г1ПД) не всегда характеризовалось одинаковой степенью эффективности. На рис. 1 приведена зависимость накопленной закачки от пластового давления.
и
Ж о Ч ю
ч
<и о
И
о н о св
ч
с
15,6 15,2 14,8 14,4 14,0 13,6 13,2
о о
о
а -—'
о - - о о
О 200 400 600 800 1000 1200 1400 Накопленная закачка, тыс. м3 Рис. 1. Зависимость пластового давления от накопленной закачки (г = 0,49)
Таблица 2
Коэффициенты корреляции для показателей разработки относительно Е17ззк
№ Параметры коррели- Коэффициенты корреляции
п/п рующиеся с для законтурной закачки для енутриконтурной закачки
1 Ш, 0,99 1,00
9 У О 0,99 1,00
3 0„ -0,97 0,58
4 в. -0,96 0,32
5 0,80 -0,48
6 "л 0,03 -0,90
7 "И 0,69 0,5!
8 -0,98 0,75
9 <7» -0,97 0,39
10 -0,89 0,79
И Р Мб -0,31 0,55
Построенное поле корреляции состоит из 2 частей и это соответствует различным способам ППД. Первая часть, (до ГКзак = 600 тыс. м") характеризуется обратной зависимостью между X Кзак и Рпл, а вторая - взаимным увеличении и Рт, при ЕКзах > 600 тыс. м3. Сопоставление ЕКзгк и Рт без учёта способов ППД показывает, что наблюдается прямая незначительная корреляционная связь (г = 0,49). В случае учёта способов ППД ситуация значительно меняется. При анализе первого участка поля корреляции, когда применялось законтурное заводнение, влияние 1,УЗЖ на Р„л обратное (г ~ - 0,97), при использовании внутриконтурного заводнения наблюдается взаимное увеличение ЕУзак и Рпя (г = 0,75). Кроме этого, нами изучено влияние 5Жзак на следующие показатели: накопленная добыча нефти накопленная добыча жидкости IОж, добыча нефти (),„ добыча жидкости дебит нефти дн, дебит-жидкости дж, пластовое давление Рш„ забойное давление Рэаб, обводнённость IV, количество нагнетательных скважин пк, количество добывающих скважин пя (табл. 2).
При законтурном заводнении выявлено 6 отрицательных высоких коэффициентов корреляции из 11 рассмотренных (Ои, ди, Рал> Диб) с тогда как в случае внутриконтурного только 2 (1Т, пя).
Нами также изучено изменение Рп„от ЕКзакво времени (табл. 3).
На более ранней стадии подобные модели построить невозможно, из-за отсутствия статистического материала. Данная модель показывает нам, как последовательно происходит изменение соотношений 2Узак и Рпл.
Таблица 3
Динамическая модель изменения Рпл. от T,V33K
Год Свободный член Угловой член Коэффициент корреляции
1986 14,866 -0,029Ш'»К - 0,86
14,777 0,0251£К,„ -0,88
1988 14,419 -0,0!08SK„ - 0,43
1989 14,282 - 0,05401 К« -0,24
1990 14,282 ~ 0,0580£КМ, - 0,29
1991 14,223 - o,oo4osi;to - 0,22
1992 14,102 -0,0012Sf-'„„ - 0,07
1993 14,102 - 0.0008£К„„ -0,05
1994 14,088 - 0,0005IFS.„ -0,03
1995 13,918 + 0.0033IF,,, 0,20
1996 13,824 + 0,00052 К^ 0,33
1997 13,786 + 0,006 0,38
1998 13,675 + 0,0082ХК3„ 0,49
На рис. 2 показано влияние 1Кзак на q„. Как и при сопоставлении IK,aK и РШ1, выявлено, что поле корреляции состоит из двух частей, связанных с различными видами заводнения.
Статистические модели влияния ЕК,ак на qH рассчитаны в трёх вариантах: первый - без учёта видов закачки; второй - при законтурной закачке и третий -при внутриконтурной.
4,2 3,8 3,4
5 3,0 и
S 2,6
а
и 2,2
н к
ю 1 а а 1,0
Ct
1,4 1,0
О 200 400 600 800 1000 1200 1400 Накопленная закачка, тыс. м3 Рис. 2. Зависимость дебита нефти от накопленной закачки (г — - 0,55)
Для первого варианта модель имеет следующий вид: q„ - 3,0036 - 0,0012-ЕKiax, г = - 0,55, при этом tp 2,46 (расчётный коэффициент Стьюдснта) > /т = 2,145 (табличный коэффициент Стьюдента).
Для второго: ?и = 4,6152 - 0,0058-ЕК,^, г » - 0,98, /р = 8,53 > 1Х = 3,182. Для третьего: 0,8682 + 0,0011-ЕУ,ш, г = 0,75, /р = 3,59 > ?т= 2,228.
Таким образом, по критериям Стьюдента видно, что третья модель является наиболее значимой, т.е. влияние ЕКзак на ц* наиболее сильное при внутри-контурном заводнении.
В результате выполненной работы получена модель, отражающая влияние ряда параметров на <9„:
Ои = 21,3998 + 0,1206-0.+ 0,51^+0,0808-^+ 0,0824-Л,„ + 0,1446 - 0,2817- «д, Д = 0,86, где Л г; множественный коэффициент корреляции.
По формуле видно, что в настоящее время сложилась ситуация, при которой яд - единственный параметр с отрицательным значением, т.е. плотность сетки скважин при данном уровне добычи достаточная и уплотнять её не имеет смысла и кроме материальных затрат ни чего не даст.
Для данной модели характерно то, что на первом этапе между 2 Кзак и Р„п прослеживается обратная связь, а на втором этапе наоборот. На наш взгляд, причина этого кроется, вероятнее всего, в том, что залежь запечатана (нефтяная и водяная части изолированы друг от друга).
Перед организацией внутриконтурного заводнения в 27 добывающих скважинах (из 49 действовавших) пластовое давление снизилось до давления насыщения Рнас = 9,8 МПа (табл. 4).
Таблица 4
Пластовое давление на 1.01.1987 г. по 27 скважинам
Давление до 9,8 МПа Давление выше 9,8 до 1 1.0МШ
№ скв. № скв. № скв. №> скв. Рт ! № СКВ, Р™
406 9,6 439 9,4 48 10,5 424 11,0 441 11,0
414 9,2 | 446 9,8 402 10,8 433 10,7 445 10,1
415 9.6 | 450 9,8 405 10,1 434 10.3 449 9,9
416 9,8 ! 461 9.8 410 9.9 435 10,8 451 10,4
425 9.6 1 417 10,2 437 10.2 495 10,0
427 9,6 ! 419 10,8 440 10,1
На основе проведённых замеров необходимо проведение подобного анализа. Он позволяет отказаться от законтурной закачки на ранней стадии. А своевременный переход на внутриконтурную закачку позволил бы предприятию-недропользователю получить существенную экономическую выгоду. Также этот анализ помог бы не упустить момент, когда давление приблизится к критической отметке, ибо снижение пластового давления ниже давления насыщения может привести к необратимым процессам в пласте, что в свою очередь может отрицательно сказаться на конечном коэффициенте нефтеотдачи.
сум. Он
сум. ()н
! ! ; "1 ./•
- - ! X
Проб) рек I С
.....
/
/
/
сум. Ож
сум. дж
сум. Он
—......
чроЬурен 1 С ■г.Т. ........
----------
1
СУМ. Ож
Рис. 3. Зависимость суммарной добычи Q нефти от суммарной О жидкости: а -для скважины № 406; б - для скважины № 411; в - для скважины № 415
Подтверждением нашего вывода могут служить горизонтальные стволы, пробуренные в скв. № 406 (1997 г.), 411 и 415 (1998 г.) (рис. 3). Из этих скважин только в скв. № 415 получен незначительный положительный эффект.
В данной работе модели строились в целом по эксплуатационному объекту и дают нам общее представление о нём. А для того чтобы принимать решения по каждой конкретной скважине, необходимо её полное статистическое моделирование и анализ.
Из вышеизложенного следует, что статистическое моделирование на начальных стадиях разработки для подобных объектов позволит избежать негативных последствий и, даже наоборот, в полной мере воспользоваться положительными сторонами процесса разработки.
Список литературы
1. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещ. г. Альметьевск, сентябрь 1995 г. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
2. Повышение эффективности разработки трудпоизвлекаемых запасов нефти: Ежегодник (1996)/Всерос. нефтегаз. науч.-иссл. ин-т, М. 1997.
3. Популярное введение в программу STATISTICA. М.: Компьютер Пресс, 1998.
4. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся вузов. - 13-е изд., испр. М.: Наука, Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986.
Получено 15.01.2000
УДК 551.735
О.Е.Кочнева, Р.А.Лядова, В.И.Дурникин, П.М.Китаев, Н.А.Кучева Пермский государственный технический университет, Пермский гсударственный университет,
УГСЭ ПГО «Уралгеояогия» ......
К ХАРАКТЕРИСТИКЕ ВЕРХНЕВИЗЕЙСКИХ И СЕРПУХОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ Р.БЕРЁЗОВОЙ НА СЕВЕРНОМ УРАЛЕ
Дано детальное расчленение, основанное на бистратиграфическом принципе в разрезе Малая Инья. В результате проведенных исследований выделены в визейском ярусе тульский, алексинский и линевский горизонты, в серпуховском ярусе - косогорский. Приведена фаци-альная характеристика рассматриваемых горизонтов.
Разрез: «Малая Инья» представлен двумя обнажениями № 444 и 445. Обнажение № 444 находится на правом берегу р. Берёзовой в 35 км севернее пос. Вая, а обнажение N° 445 - на левом берегу реки. Они располагаются в стратиграфической последовательности: первое характеризует собой нижнюю часть разреза, второе - верхнюю, и представляют собой скальные выходы высотой 20-25 м протяжённостью 380 м. Между ними находится значительный по мощности интервал, лишённый обнажённости (рисунок). Послойно разрез описан летом 1978 г. группой сотрудников кафедры ГШ' Пермского политехнического института под руководством O.A. Щербакова.
Описание пород в шлифах выполнено В.И.Дурникиным, определение фо-раминифер произведено Р.А.Лядовой и О.Е.Кочневой. Водоросли изучены П.М.Кйташым (только в обнажении № 444), брахиоподы - Н.А.Кучевой.
Расчленение разреза выполнено в соответствии с ныне действующей стратиграфической схемой Урала 1992 г. (Стратиграфические..., 1993).
Каменноугольная система , ; Нижний отдел
Визейский ярус Верхневизейский подъярус Тульский горизонт (обн.№ 444, слои 1-6)
