CC BY
14УДК 622.276.1(575.1)
Эрматов Н.Х., Турдиев Ш.Ш., Мейлиев Х.Б., Авлакулов А.М.
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ОБВОДНЕНИЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПОДГАЗОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
МАССИВНОГО ТИПА
рматов Н.Х. - д.т.н., доцент, Турдиев Ш.Ш. - д.ф.т.н., Мейлиев Х.Б. - старший преподователь, Авлакулов А.М. - ассистент (Каршинский инженерно-экономический институт)
Бухоро-Хива нефтгазлилик %удудида жойлашган массив турдаги газ ости нефть уюмлари цудуцлари ма%сулотининг сувланиш динамикаси та%лили натижалари келтирилган.
Кульбак улчовини цуллаш билан геологик-физик ва технологик омилларини цудуцлар ма%сулоти сувланишининг уртача катталига таъсир даражаси бщоланди.
Калит сузлар: кон, уюм, сувланганлик, омил, маълумотдорлик, кудук, ишга тушириш, ковушкоклик, нефть, калинлик, зичлик, утказувчанлик, усул, тадкикот, коэффициент.
The results of the analysis of the dynamics of the irrigation of the production of gas wells of massive gas type located in the Bukhara-Khiva region of the Republic of Uzbekistan are presented.
Using the Kullback measure, the degree of influence of geologic-physical and technological factors on the average well production flooding is estimated.
Key words: field, reservoir, water cut, factor, information content, well, development, viscosity, oil, thickness, density, permeability, significance, coefficient, recovery.
В последние годы в Западном Узбекистане в разработку был введён ряд подгазовых нефтяных залежей массивного типа с небольшими размерами при ограниченном объёме исходной геолого-промысловой информации [1,2,3]. В связи с этим на стадии проектирования подобных залежей нефти нет возможности использования гидродинамических методов расчёта технологических показателей разработки. В таких случаях для обоснования тех или иных показателей системы разработки приходится прибегать к результатам обобщения опыта месторождений данного региона, находящихся в поздней стадии эксплуатации.
Установление степени влияния геолого-промысловых факторов на величину обводнённости продукции скважин является одной из сложных задач разработки подгазовых нефтяных залежей. В настоящее время для решения этой задачи, в зависимости от конкретных целей, используются различные методы исследования: теоретические, экспериментальные, статистические и др.
Основная трудность подобных исследований заключается в том, что подгазовые нефтяные залежи находятся в различных геолого-физических условиях, на величину обводнённости продукции скважин одновременно влияет большое количество факторов, изменяющихся в процессе их разработки.
В связи с этим, для решения поставленной задачи особую ценность представляют результаты исследований, основанных на статистической обработке геолого-промысловых факторов подгазовых нефтяных залежей, находящихся на поздней стадии разработки.
Как известно, соотношение нефти и воды в продукции скважин подгазовых нефтяных залежей массивного типа определяется формулой [4] :
Ян _ ^н Дв^-н^в (1)
Яв ^вДн^-в^н
где qH, дв - дебит нефти и воды; кн, кв- коэффициенты проницаемости нефтяной и водонасыщенной частей пласта; дн, дв - вязкость нефти и воды в пластовых условиях; hH, кв-толщина нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта; Ън,Ъв - объёмные коэффициенты нефти и воды.
Поэтому для исследования влияния геолого-промысловых факторов на величину обводнённости продукции скважин выбраны следующие параметры: вязкость нефти в пластовых условиях; эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; средняя
проницаемость коллектора; отношение объёма нефтяной залежи по всему нефтегазонасыщенному объему; плотность сетки скважин. Как видно из таблицы 1., исследуемые параметры изменяются в довольно больших пределах, за исключением вязкости нефти в пластовых условиях.
Для оценки значимости и степени информативности приведенных в табл.1, геолого-промысловых факторов использован метод непараметрических критериев [5,6], которые используют в задачах сравнения двух групп наблюдений при неизвестном законе распределения.
Таблица 1
Геолого-промысловые параметры подгазовых нефтяных залежей, находящихся в
поздней стадии разработки
Месторождение Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Плотность сетки скважин га/скв. Средняя проницаемость, мкм2 Текущая средняя обводненность продукции скважин, %
Кокдумалак 1,4 44,7 10,6 0,100 83,7
Северный Уртабулак 1,3 38 7,44 0,122 94,0
Южный Кемачи 1,17 6,2 66,2 0,100 74,5
Умид 1,17 7,0 42,4 0,100 82,3
Крук 1,08 39,1 11,7 0,196 90,7
Арнияз 1,32 14 72,2 0,199 91,4
Западный Крук 3,24 11,6 18,1 0,857 91,6
Интервал изменения 1,08-3,24 6,2-44,7 7,44-66,2 0,100-0,857 74,5-94,0
Средняя величина 1,52 22,9 32,7 0,239 86,9
Рассматривают две сравнительные пары групп объектов разработки. В первую группу входят объекты со средней обводнённостью продукции скважин меньше ее среднего значения (А), во вторую со средней обводнённостью продукции скважин больше её среднего значения (В).
Для оценки степени информативности каждого фактора применена мера Кульбака [5,6,7]. Информативность >го диапазона j-го фактора определяли по формуле
(2)
1(х-) = ДК(х^
где ДК (ху)- диагностический коэффициент j-го фактора; Р вероятность попадания в
группу А ЬП> диапазона фактора; Р (В) - то же, для группы В.
Информативность всего признака х] равна сумме информативностей его диапазонов. Чтобы свести к минимуму влияние выбора границ интервалов на результаты, в каждом интервале определяем средневзвешенные (сглаженные) частости методом вычисления взвешенной скользящей средней. При этом учитывали частости данного признака в четырех соседних диапазонах.
Результаты определения средневзвешенных частостей для вязкости нефти приведены на рис. 1. Результаты оценки информативности параметров показывают, что при небольших диапазонах изменения вязкости нефти и проницаемости коллекторов, наибольшее влияние на среднюю величину обводнения продукции скважин подгазовых нефтяных залежей массивного типа, оказывает плотность сетки скважин (1=15,38) и соотношение объема нефтяной залежи ко всему нефтегазонасыщенному объему (1=13,62), эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (1=9,26).
Рис.1. Частость вязкости нефти в пластовых условиях: 1-вероятная; 2-сглаженная.
Из-за небольшого диапазона изменения влияние вязкости пластовой нефти и средней проницаемости пласта на обводнение продукции скважин оказались относительно незначительными. Это, на наш взгляд, связано с близкими значениями этих параметров на объектах исследования, за исключением месторождения Западный Крук.
В заключение необходимо отметить, что на объектах исследования при практически одинаковых величинах средней продукции скважин достигнуты различные значения коэффициента извлечения нефти. Поэтому для достижения высоких значений коэффициента извлечения нефти на подгазовых нефтяных залежах нефти массивного типа, необходимо уплотнить плотность сетки менее 10 га на скважину.
ЛИТЕРАТУРА
1. Проект разработки месторождения Умид // Шахназаров Г.А. и др. -Ташкент: ОАО «O'ZLITINEFTGAZ», 2010. -168 с.
2. Уточнённый проект разработки месторождения Крук // Ким С.В. и др. -Ташкент: ОАО «O'ZLITINEFTGAZ», 2010. -112 с.
3. Коррективы к проекту разработки месторождения Северный Уртабулак // Шахназаров Г.А. и др. -Ташкент: ОАО «O'ZLITINEFTGAZ», 2012. -94 с.
4. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. -250 с.
5. Оценка нефтеотдачи пластов методом ранговой классификации // Агзамов А.Х., Хужаеров Б.Х. Узбекский геологический журнал. 1986. -№6. -С.31-34.
6. Мирзаджанзаде А.Х. Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1977. -288 с.
7. Земцов Ю.В. Устюгов А.С. Многофакторный анализ эффективности ограничения водопритоков в различных геолого-физических условиях скважин и пластов // Нефтепромысловое дело. -2016. -№5. -С.20-25.
