Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Влияние соотношения параметров, определяющих величину гидропроводности, на значение расчетного коэффициента извлечения нефти 10
1.1 Результаты интегральной оценки расчетного КИН для анализируемых месторождений 16
1.2 Классификация основных параметров, влияющих на величину гидропроводности 20
Глава 2 Анализ влияния на расчетный КИН абсолютной проницаемости пластов 23
2.1 Вязкость нефти /ш 1 мПа-с 23
2.2 Вязкость нефти изменяется в пределах 1 мПа-с д 2,5 мПа-с 31
2.3 Вязкость нефти 2,5 мПа-с д 5 мПа-с 41
Глава 3 Анализ влияния на расчетный КИН эффективной нефтенасыщенной толщины 50
3.1 Пласт насыщен нефтью вязкостью д 1 мПа-с 50
3.2 Пласт насыщен нефтью вязкостью 1 мПа-с д 2,5 мПа-с 59
3.3 Пласт насыщен нефтью вязкостью д 2,5 мПа-с 67
3.4 Оценка влияния фильтрационно-емкостных свойств на величину конечного КИН 74
3.5 Экспресс-методика расчета КИН при разработке терригенных пластов с применением заводнения по величине гидропроводности пласта 105
Глава 4 Ограничения значений расчетных КИН с применением заводнения 108
4. ІШастьі с гидропроводностью є 10 Д-м/Па-с 108
4.2 Пласты с гидропроводностью 10 Д-м/Па-с є 100 Д-м/Па-с 109
4.3 Пласты с гидропроводностью 100 Д-м/Па-с є 1000 Д-м/Па-с 110
4.4 Пласты с гидропроводностью є 1000 Д-м/Па-с 111
Глава 5 Оценка расчетного КИН для пластов, сложенных карбонатным
5.1 Классификация основных параметров, влияющих на величину гидропроводности карбонатного пласта порового типа 117
5.2 Анализ влияния на расчетный КИН эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, насыщенного нефтью различной вязкости 134
Глава 6 Влияние фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов на величину КИН 141
6.1 Первая группа. Гидропроводность 10 Дм/Пас 141
6.2 Вторая группа. Гидропроводность 10 Дм/Пас 100 Дм/Пас 144
6.3 Третья группа. Гидропроводность 100 Дм/Пас 1000 Дм/Пас 148
6.4 Четвертая группа. Гидропроводность 1000 Дм/Пас 1 6.5 Экспресс-методика расчета КИН для пластов карбонатного коллектора порового типа с применением заводнения по величине гидропроводности пласта 159
6.6 Ограничения значений расчетных КИН с применением заводнения для карбонатных коллекторов порового типа 162
6.7 Сравнение расчетных и фактических КИН по величине гидропроводности
для терригенных и карбонатных пластов 165
Глава 7 Выбор объекта разработки по комплексному параметру 178
7.1 Методология объединения пластов в один объект разработки на основе
7.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по методологии
комплексного параметра на примере Центрального месторождения 188
Список литературы 206
Табличные приложения 219
- Классификация основных параметров, влияющих на величину гидропроводности
- Вязкость нефти изменяется в пределах 1 мПа-с д 2,5 мПа-с
- Пласт насыщен нефтью вязкостью д 2,5 мПа-с
- Пласты с гидропроводностью 100 Д-м/Па-с є 1000 Д-м/Па-с
Введение к работе
Актуальность проблемы
Одним из основных технологических показателей эффективности разработки нефтяных месторождений был и остается коэффициент извлечения нефти (КИН), параметр, на величину которого влияет большое количество факторов, зависящих как от природных условий, так и от «человеческого фактора».
При этом важнейшей задачей стоящей перед нефтедобывающей отраслью, является оптимизация разработки залежей углеводородов с целью достижения максимального нефтеизвлечения. В условиях ухудшения структуры запасов нефти в России, актуальным становится научное обоснование подходов, методов и, как следствие, технологий эффективного недропользования. Достоверность оценки КИН становится базовым фактором при принятии решений по методам, технологиям и мониторингу разработки нефтяных месторождений.
Оценка величины КИН проводится на стадии составления и принятия проектного
документа, которая становится важнейшей неопределенностью при составлении
последующих проектных документов, в которых будет принят только вариант,
позволяющий получить, как минимум, ранее утвержденное значение КИН.
Для новых месторождений, характеризующихся неполной и неточной
информацией, принятая величина КИН может оказаться как заниженной, так и
завышенной. Для месторождений с низкой степенью выработки запасов и
высокой обводненностью продукции часто находится объяснение в виде
«неблагоприятных геолого-физических условий». Учитывая, что в РФ основным
методом воздействия на пласты остается заводнение, то задача принятия более
обоснованного значения КИН становится одной из важнейших для
нефтедобывающей отрасли. Как же ориентироваться, на что можно опереться при
принятии решения о величине коэффициента нефтеизвлечения? Одним из
подходов к обоснованию величины коэффициента извлечения нефти является
анализ полученных фактических значений КИН по месторождениям,
характеризующимся схожими фильтрационно-емкостными свойствами, или
4 иными словами, основываться на результатах обобщения опыта разработки нефтяных месторождений.
Цель диссертационной работы
Разработка методики количественной оценки реально достижимого на
практике коэффициента извлечения нефти для пластов с различными
фильтрационными свойствами и их сочетанием, используя достигнутые
фактические значения КИН.
Задачи диссертационной работы
-
Анализ влияния различных сочетаний фильтрационных свойств пластов, определяющих их гидропроводность, на величину расчетного и фактического КИН.
-
Анализ соответствия величины гидропроводности пласта расчетным и фактическим значениям КИН терригенных и карбонатных коллекторов порового типа, разрабатываемых с применением заводнения.
-
Обоснование интегральной оценки расчетного КИН, полученного на основе статистической обработки фактических величин КИН.
-
Обоснование практических рекомендаций по оценке КИН на стадии выполнения проектных работ на разработку терригенных и карбонатных коллекторов порового типа пластов.
-
Обоснование целесообразности и методики объединения пластов в один эксплуатационный объект в единой концепции влияния гидропроводности пласта на коэффициент извлечения нефти.
Научная новизна
1. Изложен принципиально новый подход к оценке характера влияния
фильтрационных свойств пласта на величину коэффициента извлечения нефти.
Приведены результаты анализа различных сочетаний основных
5 фильтрационных характеристик продуктивных пластов, определяющих значение гидропроводности, проводимости, нефтеизвлечения, позволяющие оценивать фактические величины КИН разрабатываемых объектов.
2. Определены интервалы значений гидропроводности пластов, при которых
получено максимальное и минимальное расхождения расчетных и фактических
значений КИН, позволяющие повысить точность оценки КИН на стадии
проектных работ.
3. Разработана методика оценки минимальной и максимальной величины
коэффициента извлечения нефти, полученная на основе комплексного анализа
фактических значений КИН при разработке терригенных и карбонатных
порового типа пластов по их фильтрационным характеристикам.
4. Обоснован подход к объединению пластов в эксплуатационные объекты в
единой концепции влияния фильтрационных свойств на характер изменения
величины гидропроводности пласта и получаемых фактических значений
КИН.
Практическая значимость работы
1. Разработаны практические рекомендации по обоснованию величины КИН на
стадии проектных работ на разработку терригенных и карбонатных порового типа
пластов с различным сочетанием фильтрационных характеристик. Полученные
результаты могут быть использованы для оценки максимально возможного
коэффициента извлечения нефти в широком диапазоне сочетаний
фильтрационных характеристик пластов.
2. Разработана экспресс-методика расчета значений КИН по величине
гидропроводности пласта при разработке терригенных и карбонатных порового
типа пластов с применением заводнения.
3. Разработанная экспресс-методика может использоваться при составлении,
анализе инвестиционных проектов разработки и обосновании КИН новых
месторождений.
6
4. Обоснована необходимость использования комплексного параметра
гидропроводности пластов при объединении их в один эксплуатационный объект, позволяющего создать условия для более равномерной выработки их запасов.
Методы исследования
Задачи решались путем теоретического обобщения, метода статистического
анализа зависимости коэффициента извлечения нефти от основных
фильтрационных характеристик пластов; методом гидродинамического
моделирования и попарного сравнения определены допустимые сочетания
фильтрационных свойств и величины гидропроводности пласта при их
объединение в один объект разработки. В работе проведен анализ 491 пласта,
сложенных терригенным коллектором (месторождения Западной Сибири,
Самарской и Саратовской областей, Краснодарского и Ставропольского краев,
Ненецкого Автономного округа и Восточной Сибири), и 197 пластов, сложенных
карбонатным коллектором порового типа (месторождения Самарской и
Саратовской областей, Пермского края, Ненецкого АО и Восточной Сибири).
Основные защищаемые положения
-
Оценка влияния различных сочетаний фильтрационных свойств терригенного и карбонатного коллектора порового типа на величину комплексного параметра гидропроводности.
-
Интегральная оценка реально достижимого КИН для пластов терригенного и карбонатного коллектора порового типа, разрабатываемых с применением заводнения, полученная на основе статистической обработки фактических результатов.
3. Экспресс-методика определения минимальных и максимальных значений
расчетных КИН для терригенных и карбонатных пластов порового типа с
различными сочетаниями фильтрационных свойств.
7 4. Подход к объединению пластов в один объект разработки, основанный на определении и учете комплексной величины гидропроводности и ее влияния на коэффициент извлечения нефти.
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на Всесоюзных и международных научно-технических конференциях «Эврика-Е» (София), «Методы системного анализа проблем развития нефтяных и газовых месторождений» (Пермь), «Разработка газоконденсатных месторождений» (Краснодар), «International Symposium on Development of Oil Fields with Fissured Reservoirs» (Bulgaria), «Международная конференция посвященная 10-летию ИПНГ РАН» (Москва).
Реализация работы
Результаты диссертационной работы были использованы при выполнении
научно-исследовательских и проектных работ по разработке нефтяных
месторождений Западной и Восточной Сибири, Урало-Поволжья, Самарской
области, Коми, шельфовых месторождений по договорам с Министерством
образования и науки РФ, Министерством энергетики РФ, ОАО
«НК»РОСНЕФТЬ», ПАО «Газпром», ПАО «Лукойл»: Технологическая схема
разработки Русского месторождения, 1998 г; Дополнение к технологической
схеме опытно-промышленной разработки Пайтыхского месторождения, 2006 г;
Дополнение к технологической схеме разработки нефтяной оторочки и газовой
части Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения», 2008 г; ТЭО КИН
Ярактинского нефтегазоконденстного месторождения, 2008 г; Технологическая
схема разработки Даниловского газонефтяного месторождения, 2011 г;
Проведение технологического аудита проекта Сахалин-2, включая оценку
технической политики оператора и анализ обоснованности выбора
технологического режима работы основных производственных объектов, 2013 г; Разработка комплексных научно-технических и технологических решений для
8
рентабельной добычи битуминозной и сверхвязкой нефти на месторождениях
Российской Федерации, 2014 г; Исследование вытесняющей способности
различных составов и реагентов, определение оптимальных темпов и объемов
закачки вытесняющего агента, обоснование применения физико-химических
методов увеличения нефтеотдачи пластов, 2015 г; Разработка методики
экспериментальной оценки коэффициента вытеснения различными агентами с
учетом размеров зоны смеси, 2015; Результаты выполненных работ были
включены в учебные пособия: Основы нефтегазового дела (1998 г.), Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений (2006 г.), Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (2011 г.).
Публикации
По результатам научной деятельности автором опубликовано 43 печатные работы, основные результаты диссертации нашли свое отражение в 24 статьях, в том числе 21 статья в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы, включающего 129 наименований, двух табличных приложений. Работа изложена на 236 страницах машинописного текста, содержит 73 рисунка, 83 таблицы.
Классификация основных параметров, влияющих на величину гидропроводности
В зависимости от времени ввода месторождения в разработку технологические показатели определялись на основании различных методик расчета: от использования аналитических формул до расчетов на трехмерных гидродинамических моделях.
Количество вариантов разработки не отличается существенным многообразием и во многом зависит от «внешних» факторов, в отличие от неограниченного количества возможных сочетаний «независимых» геолого-физических параметров.
Оценкой КИН и факторами, влияющими на эту величину, занимались крупные ученые в области разработки нефтяных месторождений: Абасов М. Т., Амелин И. Д., Базив В. Ф., Баишев Б.Т., Бакиров И.М., Вахитов Г. Г., Гавура В. Е., Глоговский М. М., Говорова Г. Л., Гомзиков В. К., Давыдов А. В., Дияшев Р.Н., Закиров С. Н., Иванова М. М., Казаков А. А., Крылов А. П., Лейбензон Л. С., Лысенко В. Д., Максимов М. И., Мирчинк М. Ф., Мартос В. Н., Муслимов Р. Х., Николаевский Н. М., Сургучев М. Л., Чоловский И.П., Щелкачев В. Н. и др. В течение последних десятилетий этой проблеме было посвящено много работ, основанных на обработке статистического материала, в каждой из которых рассматривался, либо различный набор параметров, либо месторождения, относящиеся к различным регионам и стадиям разработки. В 1974 году МНП СССР совместно с ВНИИнефть выпустило методическое руководство по применению статистических методов при изучении факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи [85].
К основным положениям и выводам, сделанным в работах этих ученых и специалистов можно отнести: - предложена классификация методов обоснования КИН, характеризующаяся стадийным характером. Все методы разделены на две группы. В первую группу объединены методы, основанные на выявленных зависимостях КИН от различных геолого-физических и технологических параметров: методы аналогии, статистические, эмпирические и экстраполяционные. Ко второй группе отнесены методы, основанные на гидродинамических расчетах. На начальной стадии оценки месторождения зависимость КИН устанавливается только для основных геолого-физических параметров: относительной вязкости нефти, эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, средних значений открытой пористости и проницаемости, объемного коэффициента пластовой нефти, коэффициента песчанистости; - получены зависимости КИН от геолого-физических параметров для залежей различного типа коллектора Волго-Уральской провинции и Азербайджана. Характерный вид регрессионного уравнения для терригенного коллектора т? = 0,195 - 0,0078д0 + 0,0821дк + 0,00146ГПЛ. + 0,0039/г + 0Д8ГП - 0,054QBH3 + 0,27SH - 0,00086SC где: До - отношение вязкости нефти к вязкости воды; к - проницаемость пласта; Тпл. - пластовая температура; h - толщина пласта; Тп - коэффициент песчанистости; QВНЗ - доля балансовых запасов ВНЗ; Sн - нефтенасыщенность пласта; Sс - плотность сетки скважин; - на основе анализа фактических результатов разработки объектов, находящихся на поздней стадии, предложены зависимости нефтеотдачи от полноты их промывки водой, позволяющие спрогнозировать технологические показатели разработки на оставшийся период; - с получением новой информации корреляционные зависимости должны уточняться. В регрессионные уравнения вошли геолого-промысловые параметры, как правило, всегда известные даже на стадии проектирования разработки месторождения: эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость коллектора, вязкость нефти, пористость, начальная нефтенасыщенность, коэффициент песчанистости, а также параметры, характеризующие проектную систему разработки: количество нагнетательных и добывающих скважин, плотность сетки скважин. Так для месторождений Урало-Поволжья, сложенных терригенным коллектором и насыщенных нефтью определенной вязкости, предложено использовать регрессионное уравнение вида - для терригенного коллектора насыщенного нефтью вязкостью не более 10 мПас (обозначения соответствуют перечню геолого-промысловых параметров) ту = 0,0141/Цф. + 0,0605 lg(-) + 0,832m + 0,2169SH + 0,07935tfn + 0,05449 Н--0,001395с; - для обоснования КИН основной акцент сделан на использовании накопленного промыслового опыта. Для получения эмпирической методики оценки конечного КИН рассматривались результаты разработки месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири при условии, что пик добычи по ним уже пройден. Рассматривается целый комплекс геолого-физических параметров, результаты лабораторных исследований, статистические данные по величине нефтеотдачи по месторождениям, разрабатываемым на различных режимах и в широком диапазоне вязкости нефти. - получены результаты по корреляционной зависимости удельной поверхности фильтрации и конечного КИН для нефти различной вязкости. Получены зависимости КИН от обводненности продукции. Для оценки влияния геолого-физических условий разработки на нефтеотдачу были проанализированы материалы по нефтяным залежам: 95 залежей Волго-Уральской провинции и 77 залежей Западной Сибири, отнесенных к терригенному коллектору и 61 объект, сложенный карбонатным коллектором. Минимальное значение проницаемости по этим типам коллекторов ограничивалось 24 мД. Месторождения разрабатывались на различных режимах, анализируемые объекты разбиты на несколько групп по величине проектного КИН. Для сравнения проектных и фактических значений КИН были рассчитаны средние значения текущих коэффициентов. проведена интегральная оценка гидропроводности пластов на нефтеотдачу. Характерная зависимость для пластов Западной Сибири имеет вид ту = 0,182 + 0,lSlgG с коэффициентом корреляции 0,75,
Вязкость нефти изменяется в пределах 1 мПа-с д 2,5 мПа-с
Расчетные значения КИН не соответствуют динамике изменения величины . Для пласта созначением = 66 Дм/Пас, что в 4,7 и в 6,8 раза меньше значения для пластов третьей и четвертой группы, расчетное значение КИН принимает максимальное значение, равное 0,473. Для пласта с лучшими ФЕС расчетный КИН меньше в 1,3 раза (или на 24%). По группе пластов с рассматриваемыми ФЕС фактических значений КИН получено не было.
Для рассматриваемой группы пластов динамика параметров и kh носит возрастающий характер. Величина изменяется от 54 Дм/Пас до 1065 Дм/Пас (Таблица 2.18). Для первых трех групп пластов увеличению соответствует увеличение расчетного значения КИН от 0,510 при = 54 Дм/Пас до 0,600 при = 695 Дм/Пас. Для четвертой группы пластов с самым высоким значение величины = 1065 Дм/Пас расчетный КИН равен 0,585. При увеличении в 1,5 раза с 695 Дм/Пас до 1065 Дм/Пас значения расчетного КИН принимают близкие значения 0,585 и 0,590. По трем группам пластов получены фактические значения КИН. Для пласта с максимальным значением = 1132 Дм/Пас фактический КИН равен 0,580, достигая расчетного значения, равного 0,584 на 99%.
Для рассматриваемой группы пластов динамика величины и kh носит возрастающий характер с увеличением толщины пласта. Величина изменяется от 247 Дм/Пас до 3127 Дм/Пас. Для четвертой группы пластов при толщине более 10 м получено пустое множество (Таблица 2.19). Расчетные значения КИН не соответствуют динамике изменения величины гидропроводности. Для пласта со значением =642 Дм/Пас расчетный КИН принимает минимальное значение 0,262, а для пласта с в 2,6 раза меньше (247 Дм/Пас) расчетный КИН в 2 раза больше и равен 0,527.
Сочетания с такими свойствами пласта получены по всем группам, динамика параметров и kh носит возрастающий характер с увеличением толщины пласта. Величина изменяется от 626 Дм/Пас до 11809 Дм/Пас (Таблица 2.20). Расчетные значения КИН не соответствуют динамике изменения величины гидропроводности пласта. Для пластов, различающихся величиной в 19 раз, и для минимального и для максимального значения расчетный КИН одинаков и равен 0,697. Для пласта с в 2,5 раза большем, значение КИН в 1,4 раза меньше и равно 0,481. Таблица 2.20 - Сравнение расчетных значений КИН для 7 группы пластов по проницаемости
Фактическое значение КИН получено по двум группам пластов с минимальной и максимальной эффективной нефтенасыщенной толщиной. Для пласта с максимальным значением гидропроводности =11809Дм/Пас фактическое значение КИН равно 0,683, для пласта с =626Дм/Пас фактическое значение КИН равно 0,512 при одинаковом расчетном значении КИН = 0,697.
Для возможных сочетаний рассматриваемых параметров пласта k, h и наблюдается выраженная зависимость и гидропроводности и проводимости пласта с увеличением толщины пласта. Величина расхождения расчетных и фактических значений КИН различается по группам пластов, образованных различным сочетанием ФЕС.
Наибольшее расхождение получено: - при проницаемости от 10 мД до 50 мД расхождение составило 8% по пласту и 23% по группе пластов толщиной от 2 м до 5 м (Рисунок 2.7); - при проницаемости от 100 мД до 500 мД: - расхождение составило 16% по пластам с толщиной от 2 м до 5 м; - от 1% до 3% по пласту и группе пластов толщиной от 5 м до 10 м соответственно (Рисунок 2.8); 39% при толщине пласта более 10 м (Рисунок 2.9); при проницаемости от 500 мД до 1000 мД степень расхождения составила 10% при толщине пласта от 5 м до 10 м (Рисунок 2.8); при проницаемости более 1000 мД степень расхождения составила: 27% по пластам толщиной менее 2 м (Рисунок 2.10); 2% по пластам толщиной более 10 м (Рисунок 2.9). 1. Максимальное расхождение расчетных и фактических показателей (70%) по всему рассматриваемому диапазону вязкости пластовой нефти получено для пластов с низкими ФЕС - проницаемость пласта менее 10 мД и толщина менее 5 м; 2. С улучшением ФЕС степень расхождения снижается; 3. С превышением проницаемости 500 мД и увеличением толщины пласта более 5 м степень расхождения вновь увеличивается; 4. При максимальных значениях ФЕС: при проницаемости более 1000 мД и толщине пласта более 10 м получена минимальная степень расхождения, не превышающая 2%; 5. Для пластов с проницаемостью более 100 мД и толщиной пласта менее 2 м степень расхождения составляет 60% и более; 6. Для пластов, ограниченных проницаемостью 50 мД, толщиной пласта 5 м и проницаемостью более 500 мД и толщине пласта более 5 м, насыщенных нефтью вязкостью менее 1 мПас, степень расхождения больше, чем для более вязкой нефти. 7. Для пластов с проницаемостью менее 25 мД при обводненности 90% максимальный фактический отбор НИЗ составил 41,6% от расчетной величины. Для пластов с проницаемостью менее 10 мД текущие фактические коэффициенты нефтеотдачи находятся в диапазоне от 0,014 до 0,235 при среднем значении 0,138. При обводненности продукции около 80% отбор НИЗ в среднем не превысил 35% от расчетной величины. При таких соотношениях обводненности и нефтеотдачи можно утверждать, что при сложившейся системе разработки расчетные значения КИН являются завышенными и достигнуты не будут, а пласты, не могут рассматриваться как перспективные объекты для реализации системы заводнения. 8. При изменении рассматриваемых параметров (абсолютная проницаемость, эффективная нефтенасыщенная толщина и вязкость пластовой нефти) характер изменения величин проводимости и гидропроводности пласта, может принципиально отличаться. Учет вязкости нефти даже менее 1 мПас приводит к изменению оценки условий фильтрации нефти в пласте и должен, в свою очередь, привести к пересмотру расчетного значения КИН. При повышении вязкости нефти до 2,5 мПас характер изменения величин проводимости и гидропроводности пласта становится одинаковым. Глава 3 Анализ влияния на расчетный КИН эффективной нефтенасыщенной толщины
Для первой группы пластов с эффективной нефтенасыщенной толщиной менее 2 м проницаемости пласта принимает значения до 500 мД. При различном сочетании параметров величина гидропроводности пласта меняется в диапазоне от 1Дм/Пас до 438 Дм/Пас. С увеличением проницаемости увеличивается и величина гидропроводности пласта за исключением группы пластов с проницаемостью от 10 Дм/Пас до 50 Дм/Пас, для которой величина оказалась равной величине для предыдущей группы пластов с меньшей проницаемостью. Для пластов с проницаемостью от 5 мД до 10 мД увеличение связано с очень низкой вязкостью пластовой нефти (=0,36 мПас). Для группы пластов с проницаемостью от 10 до 50 мД, величина гидропроводности, равная 31 Дм/Пас получена при максимальном значении вязкости пластовой нефти (=0,99 мПас) (Таблица 3.1). В Таблице 3.1. в скобках приведены значения гидропроводности пласта, при которых было получено фактическое значение КИН.
Такие значения вязкости нефти в диапазоне от 0,14 мПас до 1 мПас, принято относить к категории маловязкой нефти, но даже такие значения способны существенно повлиять на величину гидропроводности пласта и ухудшение условий фильтрации нефти.
Сочетаний ФЕС с любой нефтенасыщенной толщиной пласта с проницаемостью более 1000 мД и маловязкой нефтью среди 491 пласта получено не было.
Расчетные значения КИН изменяются от 0,280 при = 44 Дм/Пас до 0,512 при = 438 Дм/Пас. Динамика изменения расчетного КИН не соответствует характеру изменения гидропроводности пласта: при лучших ФЕС значения расчетных КИН оказались меньше, чем в менее благоприятных условиях.
Пласт насыщен нефтью вязкостью д 2,5 мПа-с
Для определения зависимости значений расчетных и фактических КИН проведено сравнение этих величин для одного значения проницаемости и различных групп пластов по толщине. Максимальное количество фактических значений КИН было получено для пластов с проницаемостью от 100 мД до 500 мД. В результате сравнения были получены следующие результаты: - для пластов с толщиной менее 2 м максимальное расхождение расчетных и фактических значений КИН (до 20%) наблюдается для пластов с проницаемостью от 100 до 500 мД; - для пластов толщиной от 2 м до 5 м расхождение в значениях КИН снижается с 60% до 2% с увеличением проницаемости пласта до 500 мД; - для пластов с толщиной от 5 м до 10 м максимальное расхождение 50% получено по пластам с проницаемостью от 50 мД до 100 мД; - для пластов толщиной более 10 м максимальное расхождение составило 20% при проницаемости от 100 мД до 500 мД.
Для первой группы пластов величина гидропроводности изменяется в диапазоне от 1 Дм/Пас до 719 Дм/Пас. Сочетаний ФЕС с проницаемостью более 1000 мД не получено. Величина расчетного КИН увеличивается в соответствии с ростом величины гидропроводности пласта, за исключением группы пластов с проницаемостью менее 5 мД, для которых расчетный КИН равный 0,376 при = 1 Дм/Пас оказался больше расчетного значения КИН равного 0,333 для пласта с большим значением = 3 Дм/Пас (Таблица 3.2).
Для этой группы пластов получены все сочетания ФЕС, включая пласты с проницаемостью выше 1000 мД, при этом величина изменяется от 5 Дм/Пас до 3897Дм/Пас. Выраженной динамики изменения расчетного КИН в зависимости от величины гидропроводности для рассматриваемой группы пластов не получено. Для пластов с худшими ФЕС (= 5 Дм/Пас) расчетный КИН принят равном 0,430, а для пластов с большим значением = 25 Дм/Пас расчетный КИН оказался меньше и составил 0,377. При значении = 82 Дм/Пас и 299 Дм/Пас расчетные КИН получены соответственно 0,505 и 0,486.
Для пластов с эффективной нефтенасыщенной толщиной от 5 до 10 м значение проницаемости пласта изменяется до 1000 мД. При различном сочетании параметров величина гидропроводности пласта может составить от 6 Дм/Пас до 2594 Дм/Пас. Закономерность в увеличении параметра гидропроводности с увеличением проницаемости наблюдается для всех групп пластов за исключением пластов с проницаемостью от 50 до 100 мД. Уменьшение величины с 321 Дм/Пас до 248 Дм/Пас при увеличении проницаемости пласта от 50 мД до 100 мД повторяет ту же закономерность, что выявлена для пластов с толщиной от 2 м до 5 м, в этом же интервале значений проницаемости, но для вязкости нефти менее 1 мПас.
Расчетные значения КИН находятся в диапазоне от 0,354 при = 68 Дм/Пас до максимального значения 0,689 при = 461 Дм/Пас, которое оказалось больше, чем значение КИН = 0,640, полученное при максимальных значениях ФЕС ( = 2594 Дм/Пас).
Для рассматриваемых сочетаний ФЕС при проницаемости пластов от 50 до 100 мД множество оказалось пустым. Гидропроводность пласта изменяется в диапазоне от 23Дм/Пас до 8233Дм/Пас. Значение гидропроводности пласта при проницаемости от 500 до 1000 мД равное = 2964 Дм/Пас получено меньше, чем = 3499 Дм/Пас при проницаемости от 100 до 500 мД за счет большего значения вязкости пластовой нефти.
Расчетные значения КИН находятся в диапазоне от 0,267 при = 55 Дм/Пас до максимального значения 0,676 при = 8233 Дм/Пас.
Фактические значения КИН получены по группе пластов с проницаемостью более 10 мД и находятся в диапазоне от 0,472 при = 121 Дм/Пас до 0,664 при = 8233 Дм/Пас (Таблица 3.2, Рисунок 3.7).
Динамика фактических значений КИН не соответствует характеру изменения величины гидропроводности пластов, при этом фактические значения КИН оказались меньше расчетных значений:
Пласты с гидропроводностью 100 Д-м/Па-с є 1000 Д-м/Па-с
Оценим значение расчетного КИН, полученного для одного и того же диапазона значений параметров пласта, но с разными значениями величины : от 10Дм/Пас до 100 Дм/Пас и от 100 Дм/Пас до 1000 Дм/Пас.
Для пластов с проницаемостью от 5 мД до 10 мД и вязкостью нефти менее 1 мПас и толщине пласта от 5 м до 10 м при значении менее 100 Дм/Пас максимальное значение расчетного КИН равно 0,405, а при величине от 100 до 1000 Дм/Пас значение расчетного КИН равно 0,356. Таким образом, при лучших ФЕС пластов были получены меньшие (на 12%) значения расчетного КИН.
Для пластов с проницаемостью от 10 до 50 мД, вязкостью нефти менее 1 мПас при толщине пласта менее 2 м для большего значения был получен расчетный КИН, равный 0,336,что меньше на 26%, чем при от 10 Дм/Пас до 100 Дм/Пас для которого КИН равен 0,454. Для пластов с большим значением проницаемости от 50 до 100 мД, при остальных равных значениях параметров, величина расчетного КИН снизилась до 0,249 или на 45%.
Для пластов с вязкостью нефти менее 1 мПас и толщиной пласта от 2 до 5 м увеличение проницаемости от 10 – 50 мД до 100 мД расчетный КИНувеличился с 0,500 до 0,586, а при увеличении проницаемости до 500 мД расчетное значение КИН снизилось до 0,475.
Для пластов этой категории ( от 100 Дм/Пас до 1000 Дм/Пас) получено несколько фактических значений КИН для пластов с различным сочетанием ФЕС. Фактические значения КИН находятся в диапазоне значений от 0,222 до 0,681.
Максимальное значение фактического КИН для пластов с проницаемостью от 10 мД до 50 мД, вязкостью нефти менее 1 мПас получено для двух интервалов значений толщины пласта от 2 до 5 м и от 5 до 10 м и составило 0,398 и 0,454 при расчетном значении КИН для этих пластов 0,500 и 0,499 и максимальном значении расчетного КИН для этих групп пластов 0,500 и 0,510 соответственно. Фактический КИН составил 80% и 91% от принятого по пласту расчетного значения и 80% и 89% от максимального расчетного значения КИН по заданной группе пластов. Максимальное значение фактического КИН для пластов с проницаемостью от 5 мД до 10 мД, вязкостью нефти от 1 мПас до 2,5 мПас и толщине пласта от 2 м до 5 м составило 0,101 при расчетном значении КИН для этого пласта 0,333 и максимальном расчетном значении КИН для этой группы пластов 0,377. Фактический КИН составил 30% от расчетного значения по пласту и 27% от максимального расчетного значения КИН по заданной группе пластов.
Максимальное значение фактически полученного значения КИН для пластов с проницаемостью от 50 мД до 100 мД, вязкостью нефти менее 1 мПас и толщиной пласта от 5 м до 10 м составило 0,380 при расчетном значении КИН для этого пласта 0,433 и максимальном расчетном значении КИН для этой группы пластов 0,505. Фактический КИН составил 88% от расчетного по пласту и 75% от максимального расчетного значения КИН по заданной группе пластов. При вязкости нефти от 1 мПасдо 2,5 мПас и толщине пласта от 2 м до 5 м и от 5 м до 10 м получены фактические значения КИН, равные соответственно 0,426 и 0,537. Фактический КИН составил 97% и 90% от расчетного по пласту и 82% и 90% от максимального расчетного значения КИН по заданной группе пластов.
Максимальное значение фактически полученного значения КИН для пластов с проницаемостью от 100 мД до 500 мД, вязкостью нефти менее 1 мПас и толщине пласта менее 2 м составило 0,411 при расчетном значении КИН для этого пласта и максимальным расчетным значением КИН по группе пластов 0,512. Фактический КИН составил 80% и от принятого по пласту и от максимального расчетного значения КИН по заданной группе пластов.
При увеличении толщины пласта до 2 м – 5 м фактический КИН равен 0,411 при расчетном значении КИН для этого пласта 0,421 и максимальном значении расчетного КИН по группе пластов 0,475. Фактический КИН составил 98% от расчетного по пласту и 87% от максимального расчетного значения КИН по заданной группе пластов.
При увеличении толщины пласта до 5 м – 10 м фактический КИН равен 0,222 (минимальное значение КИН для этой группы пластов по величине от 100Дм/Пас до 1000Дм/Пас) при расчетном значении КИН для этого пласта и максимальном значении расчетного КИН по группе пластов 0,421. Фактический КИН составил 53% и от расчетного по пласту и от максимального значения расчетного КИН по заданной группе пластов.
Для пластов того же интервала значений проницаемости от 100 мД до 500 мД, при вязкости нефти от 1 мПас до 2,5 мПас и толщине пласта от 2 м до 5 м достигнутый КИН увеличился и составил 0,505 при расчетном значении КИН для этого пласта и максимальном значении расчетного КИН по группе пластов 0,600. Фактический КИН составил 84% и отрасчетного по пласту и от максимального значения расчетного КИН по заданной группе пластов. При увеличении толщины пласта до 5 м – 10 м значение фактического КИН также увеличилось и составило 0,681 при расчетном значении КИН для этого пласта и максимальном значении расчетного КИН по группе пластов 0,689. Фактический КИН составил 99% и от расчетного по пласту и от максимального значения расчетного КИН по заданной группе пластов.
Для пластов с вязкостью нефти более 2,5 мПас, с толщиной пласта от 2 м до 5 м и от 5 м до 10 м получены фактические значения КИН равные 0,498 и 0,400 соответственно. Расчетные значения КИН для этих пластов и максимальные значения расчетного КИН по группе пластов были соответственно 0,590 и 0,600. Фактические КИН составили 84% и 67% соответственно и от расчетного по пласту и от максимального значения расчетного КИН по заданной группе пластов.
Для пластов с проницаемостью от 500 мД до 1000 мД получены фактические значения КИН только для группы пластов с вязкостью нефти от 1 мПас до 2,5 мПас и толщине пласта от 2 м до 5 м. Максимальное значение КИН составило 0,277 при расчетном значении 0,591, фактическое значение КИН составило 47% от расчетного по пласту и от максимального значения расчетного КИН по заданной группе пластов.