Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и основные особенности проектирования разработки нефтяных месторождений калининградской области .
1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района исследований .
1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений
1.3. Основные особенности разработки нефтяных месторождений
1.4. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
Выводы по главе 1 .
2. Моделирование выработки запасов нефти в условиях активного водонапорного режима .
2.1. Моделирование влияния геолого-технологических параметров залежи на нефтеотдачу
2.2. Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими от насыщенности коллектора
2.3. Методология проектирования разработки с использованием геолого-гидродинамического моделирования
Выводы по главе 2 .
3. Анализ влияния геолого-технологических параметров залежей на выработку запасов нефти
3.1. Анализ выработки запасов нефти
3.2. Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения на эффективность разработки
3.3. Анализ влияния геолого-технологических параметров на изменение пластового давления .
Выводы по главе 3 .
4. Разработка методики экспресс-оценки выработки запасов
4.1. Актуальность экспресс-методик прогнозирования выработки запасов
4.2. Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти при недостатке информации
4.3. Адаптация и апробация методики экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти применительно к геолого-технологическим условиям месторождений Калининградской области
Выводы по главе 4 .
Основные выводы и рекомендации .
Библиографический список использованной литературы
- Опыт и история проектирования разработки месторождений
- Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими от насыщенности коллектора
- Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения на эффективность разработки
- Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти при недостатке информации
Введение к работе
Актуальность работы
Разработка мелких нефтяных месторождений имеет определенные особенности. Для корректного прогноза технологических показателей необходим ретроспективный геолого-технологический анализ разработки залежи нефти с оценкой энергетического потенциала. Как правило, расчет технологических показателей разработки в настоящее время проводится алгоритмами гидродинамического симулятора, адаптированного в границах месторождения, и не учитывает влияния «внешней» геолого-технологической обстановки, важной при разработке залежей без поддержания пластового давления. При этом недостаточная геолого-технологическая обоснованность показателей разработки даже в пределах одной-трех скважин может привести к существенным отклонениям динамики фактических показателей от проектных.
Исследования проводились на месторождениях Калининградской области. Расчетные значения технологического коэффициента извлечения нефти (КИН) по общеизвестной в отрасли методике с использованием характеристик вытеснения и с применением геолого-технологической модели могут отличаться на десять и более процентов. Очевидно, что точность прогнозирования определяется достоверностью и количеством исходной информации. Расхождение фактических показателей разработки и проектных, полученных в результате фильтрационного моделирования для мелких месторождений, требует использования контрольных методик расчета эксплуатационных показателей. Следует отметить, что использование коэффициентных методик и характеристик вытеснения позволяет оперативно оценить перспективы выработки запасов и определяет необходимость развития методологии использования последних.
Таким образом, методология расчетов технологических показателей для проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном режиме является актуальной.
Цель работы - обоснование методологии технологического проектирования и регулирования разработки для повышения эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме.
Основные задачи исследований:
1. Анализ механизма выработки запасов нефти месторождений, разрабатываемых на естественном режиме;
2. Поиск закономерностей, определяющих эффективность выработки запасов нефти;
3. Ранжирование объектов разработки по геологическим критериям и эффективности выработки запасов;
4. Оценка значимости геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и их влияния на величину коэффициента извлечения нефти;
5. Разработка методики оценки коэффициента извлечения нефти для проектирования и оперативного регулирования освоения мелких месторождений нефти.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования: геолого-промысловый анализ разработки, методы трехмерного геологического и гидродинамического моделирования (ГДМ), многомерный статистический анализ, оценка и анализ геолого-промысловой информации.
Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов месторождений Калининградской области. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».
Научная новизна результатов работы
1. Для среднекембрийских отложений установлено, что при разработке месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме плотность сетки скважин и депрессия на пласт в краевых зонах залежей оказывают незначительное влияние на выработку запасов нефти.
2. По данным разработки однопластовых объектов на естественном режиме исследованы и обоснованы численные значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) без их лабораторного определения с использованием статистических данных добычи.
3. Разработана методика, позволяющая при минимуме геолого-физической информации выполнить экспресс-оценку технологического КИН без использования геолого-гидродинамического моделирования (ГГМ).
Основные защищаемые положения:
методология геолого-гидродинамического моделирования и оперативного регулирования разработки мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме, основанная на уточнении данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов;
методика построения кривых ОФП по кривым относительных отборов нефти и воды; модифицированные кривые ОФП для среднекембрийских залежей нефти месторождений Калининградской области, позволяющие адаптировать фильтрационные модели по истории разработки с высокой точностью;
методика экспресс-оценки технологического КИН в условиях недостаточной геолого-физической информации;
зависимости влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов нефти месторождений Калининградского вала по результатам математического и гидродинамического моделирования нефтеизвлечения и изменения пластового давления.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.
Практическая ценность результатов работы
Разработанные методики построения кривых ОФП по кривым относительных отборов нефти и воды, а также методика экспресс-оценки технологического КИН используются при технологическом проектировании и мониторинге разработки нефтяных месторождений Калининградской области.
Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; выработке методических подходов с целью точного прогнозирования темпов разработки месторождений нефти Калининградского региона; в проведении аналитических и математических исследований, обобщении их результатов, внедрении разработанных методик.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы реализованы при проектировании разработки нефтяных месторождений Калининградской области, докладывались на научно-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» (Калининград, 2006 г.) и ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005, 2007, 2011 гг.), научно-практической конференции «Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России» (Санкт-Петербург, 2007 г.)
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 86 наименований. Работа изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 63 рисунка, 9 таблиц.
Опыт и история проектирования разработки месторождений
Хронологически период составления проектных технологических документов на разработку месторождений можно подразделить на три этапа.
Первый этап охватывает годы с 1973 по 1981, когда проектные технологические документы составлялись УкрНИИПНД (г. Киев) и его филиалом (г. Гомель). В этот период были составлены технологические схемы разработки Красноборского, Западно-Красноборского, Ушаковского, Малиновского, Исаковского и Ладушкинского месторождений нефти, открытых трестом «Ярославнефтегазразведка». Эксплуатация месторождений Калининградской области осуществлялась НГДУ «Калининграднефть», организационно входившим в объединение «Белоруснефть» Министерства нефтяной промышленности СССР. Основные принципы проектирования разработки открытых залежей нефти с подошвенной водой были обоснованы под руководством В.А. Киселя в УкрНИИПНД. , или RE–1 = M + NR, (1.1) где M и N – параметры, учитывающие совокупное влияние на нефтеизвлечение различных физических и геолого-промысловых факторов. Эту зависимость можно рассматривать как аналог характеристики вытеснения (обводнения), широко использующейся в практике проектирования для статистического моделирования процесса разработки. Величина RE–1 в функции R изображается на графике прямой линией, угловой коэффициент которой равен N, а отрезок, отсекаемый ею на оси RE–1, равен M. Подробно примеры использования эмпирической зависимости (1) и определение связей между технологическими показателями разработки приведены в работе [7].
Проектная технология разработки месторождений не предусматривала поддержания пластового давления, так как допускалось, что естественный напор подошвенных и контурных вод обеспечит энергией процесс разработки каждого месторождения. Применялись сгущающиеся к своду залежей сетки скважин с расстояниями между скважинами от 300 до 500 м. Для обеспечения равномерного подъема плоскости ВНК, недопущения конусообразования и неконтролируемого прорыва подошвенных и контурных вод депрессия на пласт при эксплуатации скважин не превышала 1 МПа. Второй этап проектирования связан с организацией в составе Министерства газовой промышленности СССР Главного управления по добыче нефти и газа в морских акваториях (Морнефть). В связи с этим в подчинение Морнефти были переданы все предприятия по добыче нефти и газа сопредельной суши, и в 1979 году организованы территориальные производственные объединения (ПО).
Научное обеспечение работ в акваториях Чёрного, Азовского и Балтийского морей и сопредельной суши для ПО «Черноморнефтегазпром» (в настоящее время Государственное акционерное общество «Черноморнефтегаз») и ПО «Калининградморнефтегазпром» (в настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-КМН») осуществлялось подразделениями, организованными в г. Симферополе: с 1981 г. – лабораторией ВНИИгаза, с 1982 г. – комплексным научно-исследовательским отделом ВНИПИморнефтегаза, с 1986 г. – ВНИПИшельф и с 1993 г. – Малым внедренческим предприятием (МВП) «Нефтегаз».
В течение второго этапа (1982 – 1998 гг.) проектирование разработки нефтяных месторождений осуществлялось с использованием статистических моделей, базирующихся на использовании характеристик вытеснения, позволяющих интегрально оценить эффективность процесса разработки. Существует целый ряд характеристик вытеснения [8 – 10]. В 1984 году при составлении проекта разработки Красноборского месторождения была использована зависимость обводненности (доли нефти) от начальных извлекаемых запасов, так как к моменту проектирования на месторождении уже были получены данные по выработке дренируемых скважинами запасов нефти в различных частях залежи. Получение характеристики вытеснения в целом для залежи было выполнено последовательно, начиная от построения характеристик по отдельным скважинам, обводненным на 95…98 %, затем по эксплуатационным участкам залежи и заканчивая осреднением характеристик эксплуатационных участков. В качестве начальных извлекаемых запасов для скважин была принята накопленная добыча нефти. На рисунке 1.7 приведены осредненные по скважинам характеристики вытеснения на выделенных эксплуатационных участках залежи: южном (рисунок 1.7, а), центральном (рисунок 1.7, б) и северном (рисунок 1.7, в). Границы участков были выбраны так, чтобы свести к минимуму возможность перетока флюидов между ними. Осредненная по эксплуатационным участкам характеристика вытеснения в сравнении с характеристиками таких хорошо известных месторождений, как Бавлинское и Октябрьское, приведена на рисунке 1.7, г. а) южный участок; б) центральный участок; в) северный участок; г) залежь в целом. Шифр кривых на рисунке г): 1 – Красноборское месторождение; 2 – Бавлинское месторождение; 3 – XXII пласт Октябрьского месторождения Рисунок 1.7 – Графики зависимости доли нефти от степени истощения запасов Красноборского месторождения В дальнейшем в качестве характеристики вытеснения была принята зависимость нефтеотдачи от объема жидкости, прошедшей через поровый объем пласта: = f( ), (2) где: – нефтеотдача; QЖ – накопленная добыча жидкости; QГ – геологические запасы нефти. Расчетная нефтеотдача определялась с учетом неоднородности пласта по проницаемости и соотношения подвижностей нефти и воды с использованием коэффициентов вытеснения, охвата заводнением и охвата вытеснением [11 - 13]. Для месторождений, имеющих достаточную историю разработки, фактическая характеристика вытеснения (рисунок 1.8) экстраполировалась до достижения расчетной (технологической) величины нефтеотдачи.
В технологических документах, составленных в этот период, проектная технология также предусматривала разработку нефтяных месторождений области на естественном режиме. Оценка масштабов снижения пластового давления при проектных отборах жидкости и полном возврате в продуктивный пласт объемов попутно добываемой воды показала возможность разработки месторождений на всех стадиях на естественном режиме [14, 15]. В процессе длительной эксплуатации месторождений к настоящему времени снижение пластового давления по отношению к первоначальному не превышает 10 %.
По залежам с небольшими этажами нефтеносности и весьма ограниченными геологическими запасами нефти, не превышающими 500 тыс. т и реже 1,5 млн т, применялись в основном равномерные треугольные сетки скважин с шагом от 200 до 350 м. При этом оптимальная депрессия в условиях анизотропного (расчлененного) пласта задавалась на уровне 1 МПа, для изотропного – снижалась до 0,5 МПа. Выполненный анализ разработки месторождений показал, что соблюдение проектных технологий обеспечивает равномерный подъем ВНК, достижение высоких коэффициентов извлечения нефти, близких к коэффициенту вытеснения, и благоприятную характеристику обводнения как отдельных скважин, так и залежей в целом (таблица 1.3). При статистическом моделировании процесса разработки необходимо знание величины КИН и поведения характеристики обводнения, которые на начальной стадии проектирования не всегда рассчитываются с достаточной точностью и поэтому, как правило, принимаются по аналогии. Бесспорно, что повышение точности прогноза технологических показателей разработки обеспечивается при использовании компьютерных геолого-технологических моделей. Первый проектный документ с созданием геолого-технологической модели был выполнен по Красноборскому нефтяному месторождению в 1999 году на основе последнего пересчета запасов нефти. Фильтрационная модель месторождения реализована в программном комплексе «LAURA» (ОАО «ВНИИнефть»). С этого момента начинается и продолжается до настоящего времени третий этап проектирования разработки нефтяных месторождений региона – этап моделирования. В период 1999 – 2002 гг. с использованием моделей комплекса «LAURA» составлены проектные технологические документы по Западно-Красноборскому, Малиновскому и Дейминскому нефтяным месторождениям. При этом мониторинг разработки на основе имеющихся фильтрационных моделей осуществлялся эпизодически. В конце 2001 г. ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» приобрело пакет лицензионных программных продуктов Landmark, и с 2003 года все новые проектные технологические документы содержали гидродинамические модели залежей в формате VIP Landmark.
Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими от насыщенности коллектора
При гидродинамическом (фильтрационном) моделировании функциями, зависящими от насыщенности или от истории процесса разработки, являются две: относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление. Залежи нефти приурочены к песчаникам среднего кембрия, в подавляющем своем большинстве пластовые сводовые (массивные), по всей площади нефтеносности подстилаются подошвенной водой – это главная особенность геологического строения. Пластовая нефть недонасыщена газом, давление насыщения нефти на порядок меньше пластового давления. С гидродинамической точки зрения, главной особенностью залежей является естественный активный водонапорный режим работы на всех стадиях разработки. Пластовое давление не снижается более 10 % от начального и имеет тенденцию к полному восстановлению по мере выработки запасов нефти. Динамика обводнения добываемой продукции в значительной мере определяется фазовым поведением насыщающих породу флюидов. Для отображения фазового состояния используются относительные фазовые проницаемости коллектора - отношение эффективной проницаемости пористой среды (проницаемости для нефти, воды или газа при их совместной фильтрации) к абсолютной проницаемости (проницаемости для одной фазы при 100 %-ной насыщенности этой фазой). Данные фазового поведения при моделировании задаются в табличной форме как функции водонасыщенности. Применительно к среднекембрийским залежам нефти достаточно использовать модель двухфазной фильтрации нефти и воды. Вид абстрагированных кривых ОФП приведен на рисунке 2.4. На рисунке выделяются характерные точки [41]: точка A соответствует содержанию в коллекторе связанной воды (равновесная насыщенность для воды); точка C – коэффициенту вытеснения, или значению водонасыщенности при остаточной нефтенасыщенности (равновесная насыщенность для нефти). По значению водонасыщенности в точке B, соответствующей одинаковым подвижностям нефти и воды (относительные проницаемости фаз равны b), можно судить о характере смачиваемости породы [42]: при значении B больше 0,5 порода преимущественно гидрофильная, при значении меньше 0,5 – преимущественно гидрофобная. Величина относительной проницаемости для нефти в точке a (при насыщенности связанной водой A) равна 1. Относительная проницаемость для воды в точке c, соответствующей водонасыщенности C, обычно меньше 0,3 для гидрофильной породы и находится в диапазоне от 0,5 до 1,0 для гидрофобной. При этом для горных пород с промежуточными значениями смачиваемости характерны показатели как гидрофильных, так и гидрофобных пластов. 1 – относительная проницаемость для нефти; 2 – относительная проницаемость для воды
ОФП определяются экспериментально на образцах породы (кернах) как единичных, так и составных (рисунок 2.5). Вид экспериментальных кривых ОФП позволяет говорить о преимущественно гидрофильной пористой среде: одинаковая подвижность фаз - в диапазоне водонасыщенности 0,5 и более, а значение относительной проницаемости для воды - в точке равновесной насыщенности для нефти, или при максимальной водонасыщенности – менее 0,3. Однако значения насыщенности связанной водой менее 0,15 характерны для гидрофобных коллекторов [42]. Экспериментально смачиваемость породы определялась для Кравцовского и Северо-Озерского нефтяных месторождений. По 13-ти определениям смачиваемости на керне из скважины № 10 «Кравцовская» поверхность пород-коллекторов идентифицируется как гидрофобная (семь определений) и преимущественно гидрофобная (шесть определений); по 10-ти определениям на керне из скважины № 1 Северо-Озерского месторождения породы характеризуются различной смачиваемостью - от преимущественно гидрофобных до гидрофильных. По данным исследования кернов Гиркаляйского месторождения (Балтийская синеклиза, Литва), породы-коллекторы, аналоги коллекторов Калининградской области, являются преимущественно гидрофильными, причем поровые каналы максимального размера характеризуются явно выраженными гидрофильными свойствами. В то же время в разрезе присутствуют и гидрофобные породы (наблюдаются на древних ВНК) с низким содержанием связанной воды [43]. а) Ушаковское и Красноборское (пунктиром показаны ОФП для модели пласта перпендикулярно напластованию по Красноборскому месторождению); б) Зайцевское; в) Чеховское; г) Олимпийское; д) Южно-Октябрьское; е) Северо-Озерское
Таким образом, по имеющимся сегодня данным можно говорить о гетерогенном характере смачиваемости коллектора, которому могут отвечать как процессы впитывания (увеличение насыщенности смачивающей фазой), так и дренирования (уменьшение насыщенности смачивающей фазой) при внедрении воды в первоначально нефтенасыщенную зону пласта. Необходимо отметить, что при определении фазовых проницаемостей 13 моделей пласта были составлены из образцов керна параллельно напластованию и четыре – перпендикулярно [25 - 27, 44], причем результаты экспериментов на моделях пласта перпендикулярно напластованию позволяют говорить о более высоких значениях коэффициента вытеснения нефти (на 10 % и более), а соответственно и КИН (рисунок 2.6).
«Лабораторные» кривые ОФП и аналоги таких кривых, отвечающие продуктивным пластам как целостностям, существенно различаются между собой [45]. Поэтому при моделировании «лабораторные» кривые целенаправленно изменяются (модифицируются), что диктуется необходимостью адаптации фильтрационной модели по истории разработки для получения приемлемого совпадения фактических и смоделированных показателей по отбору флюидов. Модифицированные относительные фазовые проницаемости коллектора, полученные при моделировании месторождений Калининградской области, приведены на рисунке 2.7. а) Чеховское; б) Гаевское; в) Южно-Олимпийское; г) Ладушкинское; д) Ново-Искринское; е) Олимпийское; ж) Семеновское; з) Северо-Красноборское; и) Славское; к) Северо-Славинское; л) Ушаковское; м) Восточно-Горинское
Концевые точки ОФП, соответствующие значениям связанной воды (остаточной водонасыщенности) и коэффициенту вытеснения, могут быть определены также по корреляционным зависимостям соответственно от пористости и проницаемости. Зависимость связанной воды от пористости коллектора иллюстрируется рисунком 2.9.
Коэффициент вытеснения, по определению, – это отношение объема вытесненной нефти к начальному объему нефти в породе-коллекторе при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды, или предельная величина нефтеотдачи [47]. Если использовать средние данные по содержанию связанной воды и остаточной нефтенасыщенности, полученные при лабораторном исследовании кернов, коэффициент вытеснения может быть рассчитан по формуле [48].
Остаточная нефтенасыщенность SОН в формулах (2.1), (2.3) предполагает свое определение как неснижаемой величины при бесконечной промывке нефтенасыщенной пористой среды водой и в большинстве случаев изменяется очень незначительно во всем диапазоне проницаемости или пористости [48]. Однако для месторождений региона диапазон изменения этого параметра достаточно значителен, что, вероятнее всего, является следствием использованных методик лабораторного определения. Поэтому значения остаточной нефтенасыщенности (и остаточной водонасыщенности) отдельных образцов кернового материала не могут характеризовать залежь в целом. Для оценки коэффициента вытеснения может быть использован весь объем имеющейся информации, представленный в виде зависимости этого коэффициента от проницаемости (рисунок 2.10). При построении этой зависимости, полученной по 15-ти месторождениям Калининградской области (106 определений) для единого среднекембрийского продуктивного горизонта, диапазоны значений емкостных и фильтрационных параметров составляют: по пористости – от 2,8 % до 19,8 %; по проницаемости – от 0,000037 до 5,458 мкм2.
Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения на эффективность разработки
В настоящее время важной задачей при разработке нефтяных месторождений является контроль за выработкой запасов нефти, а также учет особенностей разработки при планировании мероприятий и выполнении проектных решений. Как уже отмечалось, нефтеносность месторождений Калининградской области приурочена к пластам среднего кембрия. Высокопродуктивные по фильтрационно-емкостным свойствам пласты разрабатываются на естественном активном водонапорном режиме. На текущий момент большинство месторождений находится на поздней стадии разработки со средней обводненностью продукции скважин более 90 % и выработкой НИЗ более 80 %.
Одним из наиболее представительных месторождений данной группы является Ушаковское нефтяное месторождение, открытое в 1969 г. и введенное в разработку в 1976 г. На месторождении выявлено две залежи: северная и южная. В пределах северной залежи выделяются два купола - восточный и западный. Состояние геологической изученности удовлетворительное. Геологические запасы нефти кат. А более 10 млн т, утвержденный КИН - 0,667. Среднее значение пористости 12,4 %; нефтенасыщенности - 0,91; проницаемости - 0,265 мкм2. Отбор от НИЗ северной залежи - 90 % при обводненности - 96 %; южной залежи – 89 % при обводненности 92 %. Карта начальных эффективных нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке 3.6.
Состояние разработки северной залежи за последние три года существенно ухудшилось, о чем свидетельствуют высокий темп роста обводненности скважин (с 92 % до 96 %) и снижение отборов нефти в 2 раза. Первой причиной являются обводнение скважин западного купола залежи законтурной водой и образование слабодренируемой зоны в апикальной части купола. Вторая причина - закачка воды в продуктивную часть пласта в целях ее утилизации после перевода двух добывающих скважин в поглощающие на восточном куполе.
По результатам гидродинамического моделирования установлено, что наибольшая часть остаточных запасов нефти на западном куполе сосредоточена в прикровельной части в районе скв. № 54 и южнее. Это также подтверждается относительно низкими значениями обводненности действующей скв. № 54 (77 %) и коротким сроком эксплуатации скв. № 1, ликвидированной в 1994 г., при обводненности 95 %. В начале эксплуатации в 1980 г. по скв. № 1 произошел резкий скачок обводненности с 6 % до 87 %, что указывает на возможный приток воды по заколонному пространству или на нарушение герметичности эксплуатационной колонны. Анализ выработки запасов нефти по скв. № 102 показал признаки послойного обводнения прикровельной части, не вскрытой перфорацией, что подтвердилось результатами гидродинамического моделирования. В северной части купола скв. № 104 уже более шести лет работает с обводненностью 98…99 %. ГДМ подтверждает высокую выработку северного участка западного купола.
В целом западный купол северной залежи характеризуется низкой выработкой запасов нефти. В среднем на одну скважину добыто 34 тыс. т, что почти в 10 раз меньше удельной добычи на восточном куполе залежи, где на одну скважину приходится 132 тыс. т нефти. При этом, если условно поделить геологические запасы нефти по куполам, соотношение составит 1: 3. Даже не исключая тот факт, что запасы нефти западного купола могли дренировать скважины восточного, очевидно, что состояние выработки запасов нефти западного купола существенно хуже. Для окончательных выводов остается последнее - проведение направленных исследований по определению текущего нефтенасыщения в скважинах, которые на западном куполе не проводились. Тем не менее, уже сейчас достаточно определенно можно рассматривать дальнейшие мероприятия по повышению эффективности разработки залежи (технология перемены направления фильтрационных потоков, зарезка боковых стволов). Следует отметить, что ситуация с формированием слабодренируемой зоны из-за недостаточно плотной сетки скважин в купольных частях поднятий является частым явлением на месторождениях Калининградской области. Таким образом, можно обозначить прямую зависимость эффективности системы разработки от плотности сетки в купольной части. К примеру, на Красноборском месторождении плотность сетки в купольной части около 9 га/скв., и данное месторождение характеризуется наилучшими показателями разработки не только в Калининградском регионе, но и в России в целом (текущий КИН 0,639).
Другой особенностью разработки пластов среднего кембрия является влияние направления фильтрационных потоков, которое формируется за счет как геологического строения, так и реализуемой системы и режимов эксплуатации скважин. В связи с хорошей гидродинамической связанностью и высокими ФЕС пластов влияние технологических условий разработки в некоторых случаях может преобладать над геологическими. Одним из ярких примеров является случай с восточным куполом северной залежи Ушаковского месторождения, где с 1994 г. осуществляется утилизация пластовой воды через поглощающие скважины №№ 30, 39, 51. Для увеличения объемов сбрасываемой воды в 2006 г. дополнительно были переведены под закачку скважины № 28 и № 45. Для получения максимальной приемистости по скважинам была вскрыта перфорацией вся толщина среднего кембрия, в том числе продуктивного пласта. С 1994 г. утилизация воды влияла на разработку залежи в незначительной степени. За 10 лет при четырехкратном превышении накопленной закачки над отбором жидкости среднее пластовое давление по залежи выросло всего на 1,2 МПа. После проведенных мероприятий по скважинам № 28 и № 45 всего за 3 года пластовое давление, по результатам гидродинамических исследований (ГДИ), выросло на 0,7 МПа, и практически все добывающие скважины восточного купола обводнились до 98…99 % (рисунок 3.7). При реализации перевода скважин в поглощающие не было учтено основное направление фильтрационных потоков со стороны севера, северо-востока. В любом случае в подобных условиях образовался активный фронт заводнения в сторону южной, юго-западной частей купола. Об этом также свидетельствует график технологических показателей скважины № 61 (рисунок 3.8).
На графике видно, что после начала сброса воды обводненность продукции скважины существенно снизилась, что явилось следствием вытеснения не охваченных ранее участков активным фронтом заводнения. После этого доля воды вновь увеличилась и достигла 98…99 %. В данном случае можно опровергнуть утверждение о неэффективности закачки воды в условиях активного водонапорного режима, однако это единственный пример положительного влияния на показатели эксплуатации скважин. В совокупности результатом является снижение эффективности разработки залежи. В мае 2008 г. на скв. № 31 после смены насоса увеличили отбор жидкости с 40 до 127…138 т/сут. В результате этого произошло обратное перераспределение фильтрационных потоков, и обводненность по скв. № 61 снизилась с 99 % до 94 %, а дебит по нефти вырос до 7 т/сут. Таким образом, для условий разработки подобных месторождений необходимо не только учитывать направление фильтрационных потоков, но и осуществлять его регулирование за счет изменения режимов эксплуатации скважин. В настоящий момент в основном за счет репрессии со стороны поглощающих скважин остаточные запасы нефти сосредоточены в южной и юго-западной частях восточного купола.
Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти при недостатке информации
При вводе новых месторождений в пробную или опытно-промышленную эксплуатацию на стадии недостаточной изученности геологического строения залежей нефти, имеющихся данных, как правило, не хватает для проведения детального анализа геолого-физических характеристик продуктивного разреза и создания геологической и фильтрационной моделей. В этом случае более простым и целесообразным является использование широко апробированной методики оценки коэффициента извлечения нефти с помощью произведения трех коэффициентов: вытеснения Кв, охвата заводнением Коз и охвата вытеснением (или охвата сеткой скважин) Кс [13].
При составлении первых проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений коэффициентная методика позволяет получить вполне достоверную величину конечного (технологического) КИН и по сравнению с геолого-технологическим моделированием оперирует меньшим числом неопределенных параметров. Рассмотрим более подробно коэффициенты, используемые для оценки КИН. Определение коэффициента вытеснения нефти Коэффициент вытеснения, по определению, – это отношение объема вытесненной нефти к начальному объему нефти в породе-коллекторе при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды, или предельная величина нефтеотдачи [47]. Если использовать средние данные по содержанию связанной воды и остаточной нефтенасыщенности, полученные при лабораторном исследовании кернов месторождения, коэффициент вытеснения рассчитывается по формуле [48]: (4.1) где – коэффициент вытеснения, доли ед.; – остаточная водонасыщенность, доли ед.; – остаточная нефтенасыщенность, доли ед.
Остаточная нефтенасыщенность SОН в формуле (4.1) предполагает свое определение как неснижаемой величины при бесконечной промывке нефтенасыщенной пористой среды водой и в большинстве случаев изменяется очень незначительно во всем диапазоне проницаемости или пористости [47]. Однако для месторождений региона диапазон изменения этого параметра весьма значителен, что, вероятнее всего, является следствием использованной методики лабораторного определения. Поэтому значения остаточной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности отдельных образцов кернового материала не могут характеризовать залежь в целом. Коэффициент вытеснения Кв находится в тесной связи с проницаемостью коллектора и при отсутствии прямых определений и наличии достаточно представительной выборки по региону может быть оценен при помощи графической зависимости от проницаемости, построенной по данным лабораторного изучения кернового материала соседних месторождений. На рисунке 4.1 приведен график такой зависимости, построенный по результатам 150 лабораторных определений по 23 разрабатываемым месторождениям Калининградской области и используемый при обосновании коэффициента вытеснения нефти по новым месторождениям региона [65].
Определение коэффициента охвата пласта заводнением Коэффициент охвата пласта заводнением (КОЗ ) характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, и зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и воды, предельной обводненности продукции [47]. Реальные нефтяные пласты отличаются большой степенью неоднородности по проницаемости, которая меняется в широких пределах как по толщине, так и по площади пласта. При проектировании разработки месторождений Калининградской области обычно этот коэффициент рассчитывался по методике Саттарова М.М., учитывающей неоднородность пласта по проницаемости (оценивается параметром а/kо), а также соотношение подвижностей нефти и воды (оценивается параметром mо); в работе [66] коэффициент охвата пласта заводнением табулирован для различных значений а/kо и mо.
Параметр а/kо, учитывающий объем практически непроницаемых участков пласта, на практике определяется графическим путем при помощи вероятностной модели [67, 68]. При отсутствии непроницаемых прослоев параметр распределения а/kо равен нулю. Это определяет максимально возможный коэффициент охвата пласта заводнением. Параметр mо определяется по формуле: , (4.3)
где – относительная фазовая проницаемость для воды в первоначально нефтенасыщенной зоне пласта, доли ед; – вязкость пластовой нефти, мПаЧс; – вязкость пластовой воды, мПаЧс.
Значение kФ изменяется в пределах от 0,3 (высоковязкие нефти) до 0,7 (маловязкие нефти) [13, 66]. Зная величины mо и а/kо, коэффициент охвата заводнением принимается по табличным данным [66]. Таким образом, по данным геофизических исследований скважин, изучения керна скважин-первооткрывательниц и анализов пластовых проб флюидов первые два коэффициента могут быть определены без особых затруднений и с достаточной степенью точности.
Коэффициент охвата пласта вытеснением Кс (или коэффициент охвата сеткой скважин) учитывает ту часть нефти, которая остается в пласте в линзах малых размеров и тупиковых зонах в местах выклинивания продуктивных пропластков и зависит от плотности сетки добывающих скважин и подвижности флюидов. Имеется несколько методических подходов к определению коэффициента охвата вытеснением: через произведение ряда коэффициентов, учитывающих неоднородность пласта по проницаемости, прерывистость пласта; с помощью эмпирических формул и др. Точное определение этого коэффициента невозможно, так как неизвестными остаются и истинная картина строения продуктивного пласта, и вариация физико-химических свойств насыщающих его флюидов, и истинная динамика процессов фильтрации.
В условиях недостатка геолого-физической информации о продуктивном пласте предлагается следующий подход к определению коэффициента охвата вытеснением. На начальном этапе устанавливается макрозависимость Кс (прямая или обратная) от различных геологических и технологических монофакторов по уже разрабатываемым месторождениям. Затем осуществляется подбор некоторого комплексного параметра IP, наилучшим способом описывающего характер изменения коэффициента охвата вытеснением. Подбор производится по критерию получения максимума показателя определенности R2 (MS EXCEL) вводом множителей по прямо пропорциональным монопараметрам и делителей по обратно пропорциональным.
Были проанализированы практически все проектные технологические документы на разработку нефтяных месторождений Калининградской области, где разными научно-исследовательскими организациями по различным методикам и в различное время обосновывался коэффициент охвата вытеснением. После рассмотрения и перебора множества монопараметров установлена оптимальная их комбинация (всего 10 параметров) по 18 месторождениям (залежам) нефти Калининградской области, позволяющая описать зависимость Кс от комплексного параметра IP с показателем определенности 0,8996.
Очевидно, что все величины, входящие в формулу (4.4) для определения комплексного параметра IP, можно считать константами, за исключением плотности сетки скважин S. Зная средние геолого-физические характеристики продуктивного пласта нового объекта разработки (по данным исследований скважин-первооткрывательниц или по аналогии) и задаваясь различными значениями S, несложно построить искомую зависимость коэффициента охвата вытеснением от плотности сетки скважин.
Учитывая, что сегодня Министерство природных ресурсов России утверждает извлекаемые запасы нефти по величине технологического КИН, предложенная методика может быть использована как при составлении ТЭО КИН, так и при технологическом проектировании разработки. Поскольку параметр IP носит интегральный характер, коэффициентная методика может быть также использована и для сопоставительной оценки при гидродинамическом моделировании разработки.
