Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Краткая геолого-промысловая характеристика объектов исследования 10
1.1 Тектонико-стратиграфическая приуроченность залежей 10
1.2 Геолого-физические свойства пластов турнейского яруса 12
1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 22
1.4 Режимы работы залежей 25
ГЛАВА 2 Анализ и текущее состояние разработки объекта исследования 27
2.1 Анализ структуры фонда скважин 27
2.2 Текущее состояние разработки месторождений 32
ГЛАВА 3 Обобщение опыта проведения соляно кислотных обработок с целью повышения эффективности контроля и регулирования процесса воздействия с использованием геолого промысловых данных 51
3.1 Обзор работ по обобщению опыта проведения СКО 51
3.2 Критерий эффективности воздействия на призабойную зону пласта 66
3.3 Влияние геолого-технологических параметров на успешность проведения воздействия
3.4 Геолого-статистическое моделирование эффективности соляно-кислотного воздействия 69
ГЛАВА 4 Обобщение опыта заводнения залежей с целью повышения эффективности воздействия на пласт 114
4.1 Обзор работ, посвященных обобщению опыта заводнения залежей 114
4.2 Влияние геолого-технологических параметров на взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин 135
4.2.1 Алгоритм определения степени взаимодействия скважин по косвенным данным 136
4.2.2 Успешность заводнения пластов в различных геолого промысловых условиях 138
4.3 Диагностирование взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин с использованием суммарных диагностических коэффициентов 154
4.4 Использование метода канонических дискриминантных функций для качественной оценки степени реагирования добывающих скважин на закачку воды 161
4.4.1 Дифференциация скважин на группы при R 0,5; R 0,5 161
4.4.2 Дифференциация скважин на группы при R 0,5; 0,5 Д 0,7; R 0,7 171
4.5 Оценка взаимодействия скважин с использованием геолого статистических моделей 180
Основные реультаты и выводы 192
Список использованных источников
- Геолого-физические свойства пластов турнейского яруса
- Текущее состояние разработки месторождений
- Критерий эффективности воздействия на призабойную зону пласта
- Влияние геолого-технологических параметров на взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин
Введение к работе
Актуальность темы
В условиях постоянного снижения добычи нефти из высокопродуктивных залежей как в карбонатных, так и терригенных коллекторах, существенного снижения прироста разведанных запасов (в 2005 году впервые в мировой истории извлекаемые запасы нефти стали больше прироста ее ресурсов), а также роста цен на нефтяное сырье особое значение приобретает ввод в активную разработку .низкопродуктивных, сложнопостроенных залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами.
Одними из таких объектов являются турнейские залежи высоковязкой нефти (р„ > 20 мПа-с), приуроченные к карбонатным коллекторам и расположенные в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Несмотря на существенные запасы нефти этих объектов, уровень добычи нефти из них составляет десятые доли процента, а степень выработки запасов в среднем не превышает нескольких процентов.
Низкая эффективность и медленный ввод в разработку этих объектов во многом обусловлены причинами геологического характера, а именно: низкими коллекторскими свойствами, повышенной зональной и послойной неоднородностью по литолого-коллекторским свойствам пластов, наличием трещиноватости и кавернозности, линзовидным строением пород-коллекторов, слабой гидродинамической связью нефтенасыщенного и водонасыщенного объемов пластов, наличием различных литологических типов коллекторов, низкими удельными значениями запасов на единицу площади, значительной прерывистостью и расчлененностью продуктивных пластов.
В этих сложных геологических условиях анализ, контроль, регулирование и проектирование разработки осуществлялись по аналогии с высокопродуктивными объектами, без учета особенностей процесса нефтеизвлечения ввиду отсутствия научного обоснования концепции и принципов разработки, а также методической базы, позволяющей решать различные вопросы повышения эффективности процесса эксплуатации залежей.
Изучение истории разработки залежей высоковязкой нефти турнейского яруса с трудноизвлекаемыми запасами показало низкую эффективность выработки запасов при использовании традиционных сеток скважин и систем заводнения, принятых для высокопродуктивных объектов. При этом большинство добывающих скважин не испытывают влияния закачки воды, процесс вытеснения протекает крайне неравномерно, образуются застойные зоны, пластовое давление в процессе разработки снижается, а конечная нефтеотдача при этом в редких случаях достигает 30%.
В то же время эти объекты приурочены к развитым нефтегазодобывающим регионам страны, находятся на хорошо обустроенных территориях, имеющих добротную материальную и кадровую базы, развитую промьішленігую и социальную инфраструктуры, а многие из этих залежей вскрыты скважинами различного назначения, пробуренными на другие эксплуатационные горизонты; имеются системы ППД, сбора и подготовки нефти. Все это позволяет вести разработку объектов с минимальными издержками.
Таким образом, решение задачи обоснования технологических решений, направленных на повышение степени выработки запасов и интенсификацию разработки этих объектов, является весьма актуальным.
Цель работы
Создание методических основ повышения эффективности разработки низкопродуктивных объектов высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса на основе обобщения теории и практики разработки залежей северо-западной части Башкортостана.
Основные задачи исследований
Разработка комплекса методик и алгоритмов:
- повышения эффективности соляно-кислотных обработок (СКО) на основе установления геолого-технологических условий наиболее успешного проведения воздействия, научно-обоснованного подбора скважин и регулирования параметров обработок;
прогнозирования величины технологического эффекта СКО; обоснования выбора скважин по какому-либо критерию эффективности в зависимости от тактики и стратегии предприятий в конкретных рыночных условиях, обоснования параметров воздействия с учетом геологических особенностей залежей и особенностей технологии разработки объектов;
- оценки степени допустимого разрежения (уплотнения) сетки скважин и
выбора систем заводнения дифференцированно на участках с различными
геолого-физическими, свойствами пластов и насыщающих их флюидов на
стадии составления первых проектных документов;
- выбора местоположения скважин при уплотнении сетки и
совершенствовании систем заводнения, определения добывающих скважин для
перевода их под нагнетание, обоснования выбора участков для применения
методов увеличения нефтеотдачи;
прогнозирования степени гидродинамического взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин, выбора параметров систем заводнения для достижения максимально-возможного соответствия технологических параметров особенностям геологического строения объектов.
Методы исследований
При решении поставленных задач использованы методы геолого-промыслового анализа и обобщения результатов лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований скважин и. залежей, опыта и истории разработки объектов, находящихся длительное время в разработке.
При моделировании и формализации процесса нефтеизвлечения использовались различные методы математической статистики и теории вероятности: методы теорий распознавания образа, адаптации и обучения.
Научная новизна
1 Разработан комплекс алгоритмов и методик, позволяющих проводить адаптацию технологии и адресное воздействие соляной кислотой на призабойную зону в конкретных геологических условиях, прогнозировать эффективность воздействия, выбирать скважины и параметры обработок.
Предложен комплексный параметр эффективности СКО, позволяющий проводить прогаоз и выбор скважин по единому критерию и находить компромисс между приростом дебита и обводненности скважин.
Установлены условия наиболее успешного проведения воздействия на призабойную зону с использованием соляной кислоты и пласт при организации внутриконтурного заводнения. Выявлены геолого-технологические параметры, оказывающие превалирующее влияние на эффективность процессов воздействия.
Разработан комплекс методик, позволяющих оценивать параметры и интенсивность систем заводнения, проводить обоснование и выбор очагов под нагнетание в различных геолого-промысловых условиях.
Предложен алгоритм дифференциации объектов с использованием канонических дискриминантных функций (КДФ) для предотвращения катастрофического обводнения добывающих скважин.
Практическая ценность и реализация работы
Создана методическая основа решения актуальных вопросов воздействия на призабойную зону и пласт в целом с использованием соляно-кислотных растворов и различных систем внутриконтурного заводнения. Полученные результаты, методики, алгоритмы и модели апробированы, внедрены и используются при составлении проектных документов и планировании мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений в Центре химической механики нефти Академии наук республики Башкортостан и ООО НПФ «Нефтегазразработка».
Материалы работы внедрены в учебный процесс и используются при чтении лекций по' дисциплинам «Физика нефтяного и газового пласта» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также при выполнении курсовых и дипломных проектов.
Апробация работы и результатов исследования
Основные положения диссертационной работы докладывались на 57, 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых
ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2006, 2009), Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового дела» (г. Октябрьский, ОФ УГНТУ, 2006), научно-технической конференции (г. Бугульма, ТатНИПИнефть, 2006), 60-й юбилейной межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2006» (г.Москва, РГУНГ им. Губкина, 2006), 61-й студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2007» (г.Москва, РГУНГ им. Губкина, 2007), Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, СПбГГИ им. Плеханова, 2007), Международном форуме молодых ученых «Проблемы рационального природопользования» (г. Санкт-Петербург, СПбГГИ им. Плеханова, 2007).
Публикация результатов работы
Геолого-физические свойства пластов турнейского яруса
От вышележащего он отделен плотным глинисто-карбонатным прослоем толщиной 1-2 м, общая толщина пласта Т-2 колеблется от 3,2 до 18 м. Разрез пласта представлен чередованием пористых (1- 4 прослоя) и плотных известняков. Коэффициент расчлененности равен 1,7. Толщина прослоев коллекторов изменяется в пределах от 0,6 до 2,4 м. Преобладают толщины 0,8-1,2 м.
Содержание зон коллекторов в пласте составляет 20,9%. На площади месторождения выделяются 13 залежей нефти. Небольшие по размерам залежи Тамьяновской площади — литологического типа, остальные залежи пластовые сводовые, но в строении залежей Тамьяновской и Имянликуловской площадей значительную роль играет также и литологический фактор. Коэффициент сложности периметра залежей Тамьяновской площади составляет 0,66; Имянликуловской площади - 0,24-0,66; Манчаровской площади - 1.
Коэффициент распространения зон коллекторов в пределах залежи Имянликуловской площади составляет 0,95, по остальным - 1. Пористость в среднем равна 11,2%, проницаемость изменяется от 0,001 до 0,112 мкм", коэффициент нефтенасыщенности - 0,83. ВНК для залежей пласта Т-2 определены в пределах отметок минус 1232-минус 1241 м, так же как и по пласту Т-1 отмечается наклон ВНК в северо-западном направлении. Пласт Т-3 отделен от вышележащего пласта Т-2 глинисто-карбонатным прослоем толщиной от 1,2 до 6,8 м. Толщина пласта от 4 до 26,6 м.
Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков. Выделяются от 1 до 7 зон коллекторов с преобладанием числа зон 3-5. Коэффициент расчлененности по пласту составил 3,4. -Толщина зон коллекторов изменяется от 0,6 до 2,4 м, преобладающие значения ;0,8-1,2 м.
Содержание зон коллекторов в пласте составляет 20,9%. { На площади месторождения выделяются 10 залежей нефти. Залежи пластовые, сводовые. Пористость изменяется от 9,8 до 15,4%, проницаемость колеблется в пределах от 0,001 до 0,134 мкм\ Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,84. Все залежи имеют самостоятельный ВНК и определены в пределах отметок минус 1239-минус 1248 м, причем самая крупная залежь Абдуллинской площади имеет подъем ВНК в юго-восточном направлении от минус 1248 до минус 1241 м.
Пласт Т-4. Отделен от вышележащего Т-3 прослоями глинистых известняков и аргиллитов толщиной от 1 до 5 м.
Общая толщина пласта Т-4 составляет 1,4-12 м. Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков. По промыслово-геофизическим материалам выделяются от одного до трех прослоев зон коллекторов. Коэффициент расчлененности по пласту составил 1,2. Толщина зон коллекторов изменяется от 0,6 до 2,4 м.
Содержание зон коллекторов в пласте составляет 22,5%.
На площади месторождения выделяются девять залежей нефти. Залежи по своему строению пластовые, сводовые. В залежах Имянликуловской, Манчаровской, Абдуллинской и Тамьяновской площадей значительная роль в определении размеров залежей принадлежит литологическому фактору.
Коэффициент распространения коллекторов в пределах залежи Тамьяновской площади равен 0,94, по остальным - 1.
Пористость варьирует от 10,9 до 18,6%о, проницаемость от 0,001 до 0,014 мкм". Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,84.
Залежи пласта Т-4 имеют самостоятельные ВНК, которые определены в пределах отметок минус 1241,4-минус 1254,4 м, и только на Имянликуловской площади имеют более низкие отметки от минус 1267 до минус 1267,5 м. Пласт Т-5. Отделен от вышележащего пласта Т-4 глинистыми известняками и аргиллитами толщиной 0,8-2,0 м.
На площади месторождения выделяются семь залежей нефти. Залежи по всей площади подстилаются водой и по своему строению напоминают массивные.
По залежи Манчаровской площади этаж нефтеносности составляет 43,4 м, максимальная толщина равна 7,2 м. Содержание зон коллекторов в среднем 18,4%, выделяются от одной до шести зон. Коэффициент расчлененности по залежи составил 2,9. Толщина зон коллекторов изменяется от 0,6 до 3,6 м.
По залежи Крещено-Булякской площади этаж нефтеносности составил 63 м, максимальная толщина равна 7,2 м. Содержание пористых зон в этаже нефтеносности 20,9%). Внутри залежи выделяется от 1 до 16 прослоев. Коэффициент расчлененности равен 8,6. Толщина зон прослоев коллекторов изменяется от 0,6 до 3,2 м.
По залежи Тамьяновской площади этаж нефтеносности составил 26,4 м, максимальная нефтенасыщенная толщина - 4,8 м. Содержание зон коллекторов в этаже нефтеносности составило 11,7% при числе прослоев от 1 до 5. Коэффициент расчлененности по залежи равен 2,1. Толщина зон коллекторов изменяется от 0,6 до 2 м. Коэффициент распространения коллекторов в пределах залежи составил 0,88.
По залежи Имянликуловской площади этаж нефтеносности равен 16 м, максимальная нефтенасыщенная толщина - 6,8 м. Содержание зон коллекторов в этаже нефтеносности составило 35,1%), число пористых зон от 1 до 5. Коэффициент расчлененности по залежи равен 2,9. Толщина зон коллекторов варьирует от 0,6 до 2,8 м. Коэффициент сложности равен 0, коэффициент распространения коллекторов - 0,88.
Текущее состояние разработки месторождений
Ставрополья были использованы растворители, что позволило десорбировать отложения асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне, разрушить нефтекислотную эмульсию, образовавшуюся в процессе проведения кислотных обработок пластов, и повысить производительность скважин [42]. С другой стороны, высокая эффективность СКО связана с адсорбцией активных компонентов нефти на поверхности карбонатных пород, снижением за счет этого скорости реакции и значительным проникновением активной кислоты в пласт. Тормозящее влияние нефти на процесс нейтрализации кислоты при этом тем выше, чем больше содержится в ней асфальтосмолистых нефтей. Довольно неоднозначно оценивается в различных геолого-промысловых условиях влияние на эффективность соляно-кислотных обработок коллекторских и толщинных свойств пластов. Так, в [43] показано, что на Биби-Эйбатском месторождении с увеличением проницаемости эффективность обработок снижается, а в [44] отмечается увеличение. В работе [45] говорится, что в низкопродуктивных карбонатных коллекторах с проницаемостью менее 100-10" мкм СКО имеет меньшую эффективность по сравнению с более проницаемыми ввиду большей удельной поверхности, из-за чего кислота быстро теряет свою активность и не идет глубоко в пласт. Кроме этого, продукты реакции застревают в порах и не выносятся из призабойной зоны.
Увеличение пористости в условиях залежей Ставрополья, как показывают исследования, проведенные в [44], способствует повышению эффективности обработок, а в условиях Ишимбайских рифовых массивов [17] в результате обработки фактического промыслового материала выявлено, что наибольшие приросты добычи нефти от пенокислотных обработок получены при значениях средневзвешенной пористости 4-7%. Высокая эффективность обработок скважин с такой пористостью объясняется большими остаточными запасами нефти на участках с небольшой пористостью, т.е. малой текущей нефтеотдачей, вызванной низкой проницаемостью этих пород. Небольшая эффективность обработок скважин, расположенных на участках пласта с пористостью менее 4%, связана с небольшими запасами в них нефти, а также с усилением отрицательного влияния продуктов реакции на фазовую проницаемость для нефти. Участки же пласта с большими значениями пористости и проницаемости в основном дренированы, и нефть в них находится в пленочном состоянии. В этих условиях увеличение проницаемости за счет пенокислотных обработок не приводит к значительному усилению притока нефти к забою скважины.
В условиях отдельных месторождений наблюдается увеличение эффективности СКО с ростом эффективной нефтенасыщенной толщины [43, 44], однако во многих работах влияние этого параметра не отмечается. Например, в условиях каширо-подольских залежей Арланского месторождения эффективность обработок от эффективной нефтенасыщенной толщины не зависит. По мнению авторов [18], это связано с поступлением кислоты только в отдельные высокопроницаемые пропластки.
Таким образом, видно, что влияние геологических параметров на эффективность соляно-кислотных обработок довольно разнообразно в различных геолого-промысловых условиях разработки месторождений.
Значительное влияние на эффективность различных видов обработок оказывают технологические особенности работы скважин и залежей. Среди них: кратность обработок, значения времени с момента пуска скважин в эксплуатацию до момента проведения воздействия, обводненность продукции скважин, накопленная добыча нефти на момент обработки, текущее пластовое давление, дебит скважин на момент обработки и др.
Однозначно оценивается в различных источниках влияние кратности различных видов соляно-кислотных обработок на их эффективность. С увеличением кратности воздействия величина дополнительной добычи нефти снижается [1,8-13, 15, 17, 18, 41, 43 и др.]. Как правило, это объясняется тем, что при повторных обработках кислота идет в те же каналы и трещины, что и / при первых обработках. Однако при переходе с одного вида обработки, например, обычной соляно-кислотной, на другой - пенокислотную или нефтекислотную [16, 41] , эффект может существенно увеличиться.
С течением времени эффективность воздействия значительно снижается, что связано с ростом обводненности продукции скважин, снижением пластового давления и выработкой запасов нефти, хотя в отдельных случаях [46] не наблюдается четкой зависимости эффективности операций от продолжительности эксплуатации скважин. По-видимому, это связано с наложением влияния других факторов.
Определенным образом влияет на эффективность обработок обводненность добываемой продукции. Так, в работе [47] отмечается, что при проведении как обычных, так и пенокислотных обработок эффективность их значительно снижается при обводненности более 50%. В условиях карбонатных залежей Татарстана обычные соляно-кислотные обработки дают наибольший эффект в скважинах, обводненность которых до ОПЗ не превышает 20%, а при создании забойных каверн наибольший эффект получен в скважинах, где обводненность до ОПЗ не превышала 40% [48]. По залежам Белоруссии имеет место высокая эффективность СКО при обводненности продукции до18%, при дальнейшем её росте относительное количество успешных операций существенно снижается, и при обводненности свыше 80%) эффективность СКО и НКО составляет лишь 26 и 28% соответственно.
В работе [12] выделены области эффективного применения различного вида кислотного воздействия на ПЗП карбонатных коллекторов в зависимости от обводнения скважин. Так, СКО наиболее эффективно проводить в скважинах с обводненностью до 18%, а ПКО в интервале обводненности скважин 18-38%), НКО - в интервале 12—60%, ГКО - при обводненности более 47%о.
Критерий эффективности воздействия на призабойную зону пласта
Как видно из рисунков 3.6,а, б, в, г, 3.7,а, с увеличением эффективной нефтенасыщенной толщины более 11,5 м, средней толщины нефтенасыщенных пропластков более 4,3 м, при снижении их количества менее 3, доли пород-коллекторов менее 0,73 и уменьшением пористости ниже 13% успешность проведения воздействия, направленное на снижение обводненности продукции, составляет более 50%.
Желательно, чтобы срок эксплуатации скважин не превышал 118 мес (см. рисунок 3.7,6), накопленная добыча нефти была менее 17,8 тыс. т (см. рисунок 3.8,а), максимальный дебит нефти до обработки - менее 349 т/мес (см. рисунок 3.8,г), а дебит на момент воздействия составлял более 77 т/мес. Важно отметить, что увеличение объемов закачиваемой кислоты более 7,5 м3 и отношения объема закачиваемой кислоты на единицу эффективной нефтенасыщенной толщины более 0,65 м3/м (см. рисунок 3.8,6, в) приводят к существенному росту обводненности продукции и снижению успешности. Давление закачки должно быть более 7,6 МПа (см. рисунок 3.8,г). Полученные зависимости позволяют на качественном уровне проводить оценку и диагностирование успешности проведения обработок как в пределах анализируемых месторождений, так и близких им по геолого-промысловой характеристике путем перебора скважин по соответствующим информативным признакам, а также приближенно оценивать параметры воздействия. Однако эти результаты, также как и в случае, когда критерием эффективности являлся прирост дебита нефти, позволяют оценить только вероятность эффективного воздействия и не могут дать однозначный ответ.
С целью получения такого ответа при диагностировании по каждой анализируемой сквалшне с использованием данных, приведенных в таблице 3.2, были рассчитаны значения суммарных диагностических коэффициентов. Аналогично вышеприведенному исследованию были рассчитаны три варианта с использованием:
Распределение скважин в зависимости от изменения значений суммарных диагностических коэффициентов по вариантам расчета представлено на рисунке 3.9. Видно, что четко выделяются зоны, позволяющие однозначно ответить на вопрос, будет ли иметь место снижение обводненности продукции или нет. Также имеется возможность перевода скважин при планировании воздействия по оси суммарного диагностического коэффициента из зон с отрицательным эффектом и зон неопределенности в зону с положительным эффектом путем изменения значений технологических параметров воздействия. Задачи можно решать при использовании различных объемов геолого-промысловой информации.
Сопоставление результатов исследований по первому (в качестве критерия эффективности использовался прирост дебита нефти) и второму (в качестве критерия эффективности использовалось снижение обводненности продукции) вариантам показало, что значительное количество скважин в первом варианте входило в группу, по которым был получен положительный эффект, а во втором варианте — в группу, по которым не был получен эффект, и наоборот: то есть часто с увеличением дебита нефти имеет место и увеличение обводненности продукции.
Сравнение интервалов изменения значений значимых параметров, в которых успешность применения воздействия более 50%, по обоим вариантам показало на наличие общих интервалов. Значения этих интервалов приведены в таблице 3.3. вариант 1 суммарный диагностический коэффициент интервал изменения значений СДК по скважинам, в которых получен эффект от СКО; интервал изменения значений СДК по скважинам, в которых не получен эффект от СКО; зона неопределённости; процент скважин с отрицательным и положительным эффектом; процент скважин в зоне неопределённости Рисунок 3.9 - Распределение скважин в зависимости от изменения значений суммарных диагностических коэффицентов (по критерию - снижение обводнённости продукции) Таблица 3.3 - Интервалы применения значений значимых геолого-технологических параметров, в которых успешность СКО более 50% Интервал по варианту Общий интервал по вариантам 1 и 2 1 2 Яэ 7,7м, 13,3Кп 0,66 г 160QH max 280Qm 125Q 24,67,5 / Г 9,0 Нэ 11,5 Мг 13,0 Кп 0,79t 118 Єятах 349Єя. 77а. і7,8РГ 7,6 Нэ 11,5Мг 13,0#„ 0,66t 118280 2„тач 34977 ЄЯ, 125 Q„M 17,87,6 p;:: 9,o Именно общие интервалы объясняют тот факт, что в некоторых скважинах после проведения воздействия наряду с увеличением дебита нефти произошло снижение обводненности добываемой продукции.
Наряду с этим одновременное увеличение дебита и обводненности скважин объясняется отсутствием общих интервалов по отдельным параметрам (таблица 3.4).
Следует особо отметить отсутствие общего интервала изменения объемов и удельных объемов закачиваемой кислоты. Результаты показывают, что в погоне за дополнительной добычей нефти за счет увеличения объемов закачиваемой кислоты можно получить существенный рост обводненности добываемой продукции. Описанное выше исследование, полученные результаты и предложенный алгоритм диагностирования и выбора скважин и параметров для проведения соляно-кислотных обработок весьма трудоемок и может дать иногда весьма противоречивые результаты.
С целью упрощения расчетов, снижения их трудоемкости, а также для проведения контроля полученных результатов и более четкого разделения скважин по успешности по обоим критериям был использован метод канонических дискриминантных функций.
Дискриминантный анализ как метод многомерной классификации выполняет разделение объектов на группы при наличии начальных представлений о характере групп. Эти начальные представления формализуются как выборки из общей совокупности объектов, причем каждая выборка относится к одному, строго определенному классу (группе) объектов.
Для двух классов объектов задача дискриминантного анализа сводится к тому, чтобы определить правило, по которому объекты совокупности будут отнесены к одному из этих двух классов. Исходные выборки, определяющие их принадлежность к тому или иному классу, называются обучающими. Отнесение объектов к какому-либо из двух классов проводится на основе дискриминантной функции. В качестве дискриминантной чаще всего берется линейная функция Z = ClXi+C2X2+... + CmXm, (3.12) где Х1,Х2... Хт — значения признаков данного объекта; СХ,С2 — Ст — дискриминантные множители.
Посредством дискриминантных множителей выполняется переход от пространства первичных показателей к однополярному пространству.
Основная идея дискриминантного анализа - переход к одномерному пространству, согласно которому первичные признаки X, после нормирования по среднему значению приводятся к одному числу - к многомерной средней, т.е. С1=\1т-Х1. Если первичные признаки X,стандартизируются, то С, =\1т. В процедуре дискриминантного анализа дискриминантные множители определяются таким образом, чтобы обеспечить наибольшее различие между проекциями первой и второй выборок на дискриминантной оси. Суть основных вычислительных операций заключается в следующем. Рассчитываются средние значения признаков Х],Х2... Хтио первой выборке, а затем по второй. Определяются ковариационные матрицы 51, и S2, каждая из которых имеет размерность тхт. Элементы матриц рассчитываются по формулам:
Влияние геолого-технологических параметров на взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин
На месторождении Джонсон и Робертсон при плотности сетки скважин 16 га/скв было организовано внутриконтурное заводнение, которое не позволило заметно улучшить показатели разработки. Добывающие скважины практически не реагировали на закачку. Впоследствии уплотняющие скважины с целью перехода на плотность 4 га/скв вскрывали участки с начальным пластовым давлением, что говорит об отсутствии гидродинамической связи между отдельными частями залежи. В то же время заводнение при плотности сетки скважин 4 га/скв позволило существенно увеличить нефтеотдачу [67].
В целом по этим и аналогичным им объектам разбуривание проводилось по равномерным четырехугольным сеткам, плотностью от 8 до 32 га/скв. Перед осуществлением искусственного воздействия на пласт сетку скважин обычно уплотняют до 8-16 га/скв. Иногда также уплотнение проводят после начала искусственного воздействия, когда становится очевидным низкий охват пласта искусственным методом воздействия. Системы воздействия на низкопроницаемые карбонатные пласты являются, по преимуществу, площадными (пяти-, девятиточечными), при которых на одну эксплуатационную скважину приходится от одной до трех нагнетательных скважин. Это позволяет достигать высоких коэффициентов охвата объема залежей воздействием и увеличения конечной нефтеотдачи с 0,156 (при режиме растворенного газа) до 0,336, т.е. в два раза. Большое число нагнетательных скважин позволяет воздействовать заводнением на мелкие линзы и отдельные слои разреза. Опыт разработки месторождения Хорсхед показал, что низкая эффективная толщина, равная 1,7 м, не является препятствием для организации заводнения. Каждый продуктивный пласт, как бы мал он не был, способен принимать воду и отдавать нефть при условии индивидуального на него воздействия, т.е. заводнение как способ увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов применимо в любых геологофизических условиях. В коллекторах с высокой проницаемостью оно обеспечивает достижение нефтеотдачи до 0,45-0,65, в коллекторах со средней проницаемостью — до 0,4-0,6, в коллекторах с низкой проницаемостью — до 0,3-0,4 [49].
Обзор данных изучения эффективности разработки объектов в карбонатных коллекторах показывает, что успешность заводнения зависит, прежде всего, от того, насколько система заводнения соответствует особенностям геологического строения карбонатных коллекторов. При этом важнейшее значение имеют: размещение нагнетательных скважин относительно элементов слоистой и зональной неоднородности; взаимное расположение эксплуатационных и нагнетательных скважин на этих элементах (на зонах с разной проницаемостью и в пластах с разной проницаемостью); взаимное расположение фронта заводнения и основной системы вертикальных трещин; соотношение пластового давления и давления нагнетания с боковым горным давлением, при котором начинается массовое раскрытие трещин или, наоборот, их смыкание; соотношение скорости продвижения фронта заводнения со скоростью капиллярной пропитки (или густота трещин).
Чем ниже проницаемость карбонатного коллектора, тем сильнее его неоднородность и роль трещин в емкостно-фильтрационных свойствах и тем значительнее влияние приведенных выше факторов на успешность заводнения. Чем выше проницаемость карбонатного коллектора, тем слабее выражены его неоднородность и роль трещин в емкостно-фильтрационных свойствах и тем меньше влияние этих факторов на успешность заводнения.
Для карбонатных коллекторов с высокой проницаемостью применяются такие же системы заводнения, как и для терригенных коллекторов: законтурные — при наличии гидродинамической связи между нефтяной залежью и законтурной зоной, и внутри контурные - при отсутствии такой связи. После бурения основной сетки эксплуатационных и нагнетательных скважин, как правило, блоковая система заводнения дополняется очаговым или избирательным заводнением для воздействия на отдельные линзы или застойные зоны. Очаги заводнения выбираются такие же, как и для терригенных коллекторов.
Для карбонатных коллекторов со средней проницаемостью (0,01 — 0,1 мкм2) применяются только системы внутриконтурного заводнения. Наилучшие результаты при этом дает очаговое или избирательное заводнение, наиболее полно учитывающее прерывистое строение карбонатных коллекторов. Его осуществление возможно после бурения основной сетки скважин и выявления зон с различной проницаемостью. Для зон с повышенной проницаемостью сетка скважин должна быть менее плотной, а система заводнения менее интенсивной, чем для участков с пониженной проницаемостью. Главное условие успешности заводнения среднепроницаемых карбонатных коллекторов — учет их вертикальной трещиноватости при взаимном размещении эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Для низкопроницаемых карбонатных коллекторов (менее 0,01 мкм") применяются наиболее интенсивные площадные системы заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 1:1. Давление нагнетания и взаимное размещение скважин относительно основного направления трещиноватости должны быть такими же, как для среднепроницаемых коллекторов. Скорость продвижения фронта заводнения не должна превышать 0,4 м/сут, как и в среднепроницаемых коллекторах [69].
