Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современные представления о проблеме разработки водонефтяных зон и постановка задачи исследования 7
1.1. Общие положения 7
1.2 .Основные теоретические исследования проблемы и результаты их реализации 8
1.3. Схематизация гидродинамических моделей фильтрации двухфазной жидкости в водонефтяных зонах 19
1.4. Основные технологии борьбы с подошвенными водами 27
1.4.1. Изоляция притока подошвенных вод путем применения специальных составов и регулирования разработки 27
1.4.2. Способы оптимизации разработки водонефтяных зон изменением интервалов перфорации флюидосодержащих коллекторов 32
1.4.3. Повышение эффективности разработки ВНЗ технологией бурения и обустройства скважин 34
1.4.4. Комплексные технологии водоизоляционных работ на обводненном фонде скважин 36
Глава 2. Обоснование выбора объекта исследования и состояние его разработки 40
2.1. Краткая тектоника бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения 40
2.2. Структура тульского и бобриковсковского горизонта 42
2.3. Характеристика залежей бобриковского горизонта 45
2.4. Фильтрационно-емкостная характеристика бобриковского горизонта 52
2.5. Свойства и состав нефти, газа и воды бобриковского горизонта 55
2.5.1. Физико-химическая характеристика нефти 55
2.6. Краткая характеристика состояния разработки объекта исследования 63
Глава 3. Исследование гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта скважин с ВНЗ и разработка мероприятий по ограничению отбора воды 73
3.1. Оценка соотношения проводимостей водоносной и нефтеносной зон коллекторов по результатам эксплуатации скважин, расположенным в водонефтяной зоне 73
3.2. Исследование изменения текущей обводненности от геологических и технологических параметров пласта водоплавающей залежи 78
3.3. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей 87
3.4. Исследование чувствительности изменения обводненности продукции от забойного давления и режима работы скважин 99
Глава 4. Примеры реализации разработанных рекомендаций и их влияние на коэффициент нефтеотдачи объекта с ВНЗ 106
4.1. Пример моделирования процесса выработки запасов нефти бобриковско-тульского горизонта скважиной вновь пробуренной 850 р 106
4.2. Влияние интервалов перфорации нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта на коэффициент нефтеотдачи 124
Основные выводы и рекомендации 132
Список литературы 134
- Схематизация гидродинамических моделей фильтрации двухфазной жидкости в водонефтяных зонах
- Характеристика залежей бобриковского горизонта
- Исследование изменения текущей обводненности от геологических и технологических параметров пласта водоплавающей залежи
- Пример моделирования процесса выработки запасов нефти бобриковско-тульского горизонта скважиной вновь пробуренной 850 р
Введение к работе
Актуальность проблемы. Огромные запасы нефти на территории России, Б ТОМ числе и на месторождениях Урало-Поволжья, расположены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеизвлечения, причем разработка сопровождается большим отбором попутно добываемой воды, обусловленным образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.
Одной из основных проблем при их разработке является вопрос об оптимальной степени вскрытия пласта. При наличии контакта между нефтеносной и водоносной зонами пласта (в условиях незначительного влияния переходной зоны) быстрое обводнение продукции скважин неизбежно из-за процесса конусообразования. Методы борьбы с конусообразованием связаны с определением оптимальных депрессий на пласт и интервалов перфорации. Однако, эти меры дают временный эффект. Вместе с тем, несовершенное вскрытие нефтенасыщенной части пласта с ВНЗ приводит к значительному снижению продуктивности скважины и потерям части подвижных запасов нефти. Поэтому совершенствование различных вариантов вскрытия пласта с ВНЗ может дать значительное увеличение добывных возможностей скважин, как новых, так и находящихся в эксплуатации. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации притока нефти.
Цель работы. Совершенствование технологий разработки водонефтяных зон на основе определения оптимальных схем перфорации пласта.
Основные задачи исследований. 1. Уточнение, систематизация и схематизация геологического строения залежей нефти бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения, приуроченных к водонефтяным зонам; 2 Установление зависимости показателей разработки скважин, эксплуатирующих залежи ВНЗ, от особенностей их геологического строения, схем перфорации и режимов эксплуатации;
-
Определение оптимальных схем перфорации добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих залежи ВНЗ, с целью увеличения выработки запасов нефти при различных режимах фильтрации пластовых флюидов;
-
Разработка методики определения оптимальной ПЛОТНОСТИ перфорационных отверстий нефтенасыщенной и водокасыцекной
4 частей пласта в добывающей скважине для увеличения охвата воздействием на запасы нефти;
Методы исследований. Поставленные задаче решены с использованием современных методов обработки статистической информации, а также с применением математического моделирования на основе современных вычислительных методов. Научная новизна.
-
По фактическим данным эксплуатации скважин бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения и на основе схематизации строения залежей нефти ВИЗ установлены наиболее вероятные механизмы обводнения продукции скважин.
-
На основе математического моделирования исследованы различные схемы перфорации пласта, приуроченного к водонефтяной зоне, в добывающих и нагнетательных скважинах. Показано, что «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на- нефтенасыщенный интервал пласта, а нагнетательная - на водонасыщенный, обеспечивает максимальный КИН при средних остальных показателях - темпе отбора, накопленных закачки и отборов жидкости.
-
В результате проведенного в работе анализа оптимальности различных схем перфорации пласта контактной ВИЗ доказана целесообразность (технологическая и экономическая) полного вскрытия перфорацией всего нефтенасыщенного интервала. При этом потери от добычи дополнительных объемов воды компенсируются дополнительной добычей нефти и сокращением затрат на эксплуатацию скважины за весь срок разработки.
-
Показано, что при эксплуатации залежи нефти, относящейся к контактной ВИЗ с подошвенной водой, в результате частичного вскрытия перфорацией нефтенасыщенного интервала пласта происходит потеря части подвижных запасов нефти из-за оттока нефти в водонасыщениую область пласта. Для извлечения этих запасов нефти и уменьшения негативных последствий образования водяного конуса предложена схема перфорации, включающая вскрытие нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта с различной плотностью перфорационных отверстий.
Основные защищаемые положения. 1. Метод оценки соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтенасьпцеиной зон пласта по результатам фактической эксплуатации скважин, позволяющий адаптировать фильтрационную модель пласта ВИЗ к реальным показателям разработки и анализировать гидродннамкческие характеристики призабойной зоны единичных скважин.
-
Методика определения оптимальной схемы нерфорашш пластов ВНЗ при разработке залежи в естественно-упругом к водонапорном режимах.
-
Технология эксплуатации нефтяных залежей, приуроченных к ВНЗ, с использованием схемы перфорации, предусматривающей вскрытие нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта с различной плотностью перфорационных отверстий.
Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и численного исследования на ПЭВМ, анализа, апробации результатов на промысловых объектах.
Практическая ценность.
-
Результаты работы использовались при определении наиболее вероятных источников обводнения продукции добывающих скважин, эксплуатирующих залежи нефти ВНЗ бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения, и выработки геолого-технических мероприятий по снижению обводненности,
-
Применена в промысловых условиях методика определения оптимальной схемы перфорации при вводе новых скважин из бурения и передана для практического использования.
-
На основе проведенного анализа состояния выработки запасов по перфорированным пластам бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения выявлены значительные резервы возможной интенсификации отборов за счет выбора оптимальной схемы перфорации по 18 скважинам. Проведенные мероприятия позволили добыть дополнительно 12,087 тыс. т нефти с экономическим эффектом 11,7млн.рублей.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях ЗАО «Нефтеконсорциум» (г. Альметьевск, 2000-2004 г.г.), на Научно-технических Советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2000-2004 г.г.), на секции разработки нефтяных месторождений института «ТатНИПИнефть», на заседаниях РТКР (г. Казань, 2002-2004 г.г.), на Научно-технических Советах НГДУ «Джалильнефть» (2002-2004 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 статей в НТЖ «Нефтепромысловое дело», в том числе 10 статей написаны в соавторстве к 1 статья самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, вьшолненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнологш», НГДУ «Джалильнефть», ЗАО «Кара Алтын», ЗАО «АЛОЙЛ», ЗАО «Меллянефть». В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач и методов исследования, обобщение полученных результатов, апробация и авторский надзор за внедрением.
Структура и объем работы.
Схематизация гидродинамических моделей фильтрации двухфазной жидкости в водонефтяных зонах
Участки и зоны залежи с выдержанными глинистыми разделами большой мощности являются более благоприятными для разработки, так как глинистые пласты играют роль достаточно надежных естественных экранов. Однако таких участков в водонефтяных зонах бывает обычно немного. Большая часть ВНЗ характеризуется значительной степенью гидродинамической связи нефте- и водонасыщенных пластов.
При описании основных гидродинамических схем фильтрации пластовых флюидов при вскрытии перфорацией водонефтяных зон продуктивных горизонтов в результате анализа опубликованных нами работ, представляется необходимым опираться на основные схематические типы строения ВНЗ, которые можно представить следующим образом:
1. Единый проницаемый пласт с нефтенасыщенным верхним интервалом и водонасыщенной нижней частью с хорошей гидродинамической связью между нефте- и водонасыщенными зонами.
2. Существование между нефте- и водонасыщенными интервалами продуктивного горизонта низко или условно непроницаемого пропластка той или иной литологической выдержанности.
3. Нахождение нефтенасыщенного пропластка в окружении водонасыщенных интервалов как снизу, так и сверху по простиранию.
4. Наличие сложного геологического строения нефтеводонасыщенной зоны с чередованием нефтенасыщенных пропластков различных фильтрационно-емкостных свойств.
В свою очередь, каждый из вышеназванных обобщающих типов строения ВНЗ, являющихся наиглавнейшими элементами построения расчетных схем, в первую очередь выбора интервала перфорации, предполагает разделение на детализированные варианты в зависимости от соотношения особенностей геологического строения отдельных пропластков и обусловленной этими особенностями технологии вторичного вскрытия пласта. Детализация типов строения ВНЗ, представленных нами, выглядит следующим образом.
Первый принципиальный тип строения ВНЗ может быть поделен на следующие подвиды (рисунок 1.1):
1.1. Подвижности нефти (К„ Пр / Цн ) и воды (Кв пР / Цв ) и толщины нефте- и водонасыщенных интервалов примерно равны, или подвижность воды превышает подвижность нефти.
1.2. Подвижность воды в водонасыщенном интервале значительно меньше подвижности нефти в нефтенасыщенном прослое; мощность нефтенасыщенного интервала намного больше мощности водоносного пропластка.
Второй тип строения ВНЗ можно детализировать следующим образом:
2.1. Условно непроницаемый пропласток между нефте- и водонасыщенным интервалами литологически выдержан и обладает низкой проницаемостью.
2.2. Непроницаемый пропласток имеет зону выклинивания в пределах зоны дренирования скважины, либо его проницаемость достаточна для наличия значимой с точки зрения влияния на характер конусообразования гидродинамической связи между нефте- и водонасыщенными интервалами.
Третий условный тип строения можно разбить на следующие варианты:
3.1. Высокая степень гидроизолированности продуктивного интервала малопроницаемыми прослоями как сверху, так и снизу по простиранию, отсутствие аномалий в распределении пластовых давлений по геологическому разрезу, сохранение крепью скважины (цементным кольцом и обсадными трубами) своих тампонирующих свойств.
3.2. Наличие притоков воды не только за счет подтягивания подошвенной, но и перетока части кровельной воды, обусловленной высокой проницаемостью раздела, затрубной циркуляцией, а также возможными нарушениями распределения пластовых давлений относительно гидростатического закона (АВПД или АНПД).
Наконец, случай различного сочетания фильтрационно-емкостных свойств отдельных пропластков и подвижностей флюидов является наиболее сложным. С долей упрощения, данный вариант можно схематизировать следующим образом:
4.1. Упорядоченное («правильное») возрастание ФЕС пропластков и подвижностей флюидов по разрезу снизу вверх.
4.2. Хаотическое распределение свойств по разрезу, в частности, нахождение высокопроницаемых нефтенасьпценных прослоев в центральной части разреза, а пропластков с пониженной проницаемостью - в прикровельной и подошвенной частях пласта.
На основании вышеизложенных особенностей возможных вариантов строения ВНЗ и свойств насыщающих ее флюидов, для каждого из данных вариантов необходимо сформулировать рекомендации и ограничения по технологии вторичного вскрытия и режимам эксплуатации продуктивного разреза пласта. Базируясь на известных представлениях о доминантных направлениях фильтрационных потоков при тех или иных сочетаниях ФЕС пластов, подвижностей насыщающих их флюидов с характером вторичного вскрытия (перфорацией), можно сформулировать следующие подходы к этой проблеме.
Вариант единого нефтеводонасыщенного пласта (п.1) является одним из самых неблагоприятных по прогнозируемой динамике обводнения. В случаях подвижности воды, равной подвижности нефти или превышающей ее (п. 1.1), и примерно равных толщинах нефтяного и водоносного пластов, возможны три принципиальные схемы перфорации. Общепринятым, или «классическим», методом вскрытия является перфорация прикровельного интервала с последующим установлением более или менее оптимального режима эксплуатации. В этом случае рано или поздно происходит подтягивания конуса подошвенной воды к перфорационным отверстиям и значительный рост обводненности продукции. Гидродинамическая схема фильтрации пластовых флюидов при рассмотренном варианте приведена на рисунок 1.1 (вариант 1.1 А).
Вторым возможным принципом перфорации в этом случае является сознательный отбор части подошвенной воды в процессе эксплуатации (желательно с самого начала разработки) для предотвращения интенсивного конусообразования и снижения фазовой проницаемости для нефти в призабойной зоне посредством вторичного вскрытия как нефтенасыщенного, так и водонасыщенного интервалов (рисунок 1.1,вариант 1.1 Б). Однако математически необоснованный и нерегулируемый отбор значительных объемов подошвенной воды может свести на нет положительный технологический эффект, достигаемый при реализации данной схемы вскрытия.
Поэтому третьим, и наиболее оптимальным вариантом, является вскрытие нефте- и водоносных пластов с дифференцированной плотностью перфорационных отверстий. Их количество в водонасыщенном интервале должно быть существенно меньше, чем в нефтяной части пласта. Плотности перфорации водоносной части должно быть поставлено в соответствие отношение проницаемостей пропластков (подвижностей флюидов) путем использования адаптационных коэффициентов, получаемых по результатам математического или промыслового эксперимента (рисунок 1.1, вариант 1.1В).
В случае благоприятного сочетания проницаемостей нефте- и водонасыщенных интервалов (п. 1.2), а также значительного превышения мощности нефтенасыщенного прослоя над водонасыщенным, возможно применение традиционного прикровельного вскрытия нефтяной части и подбор режима дренирования контура питания, обеспечивающего устойчивое положение конуса подошвенной воды с минимальным (экономически рентабельным) уровнем обводненности продукции (рисунок 1.1, вариант 1.2). При относительно малой мощности нефтенасыщенного пропластка, в дополнение к вышеназванному подходу желательно проведение водоизоляционных работ с установлением изолирующего экрана в переходной водонефтяной зоне путем закачки загустителей, пенных составов и т.д.
Наличие выдержанного низкопроницаемого раздела в продуктивном разрезе между нефтью и водой (п.2.1) является наиболее благоприятным вариантом при разработке водонефтяных зон и позволяет в общем случае осуществлять полную (или требуемую по прочим технологическим показателям) перфорацию всего нефтенасыщенного интервала без проведения дополнительных ГТМ (рисунок 1.1, вариант 2.1). Притока подошвенных вод при этом практически не будет. Возможно, однако, поступление воды в продукцию скважин при негерметичности цементного камня в затрубном пространстве (наличии заколонных перетоков). Интенсивность воздействия на пласт и реализуемые темпы отбора жидкости при этом ограничиваются устойчивостью непроницаемого раздела и качеством крепления скважины (изоляционными свойствами крепи).
Характеристика залежей бобриковского горизонта
Бобриковский горизонт преимущественно сложен песчаниками белыми, кварцевыми, мелкозернистыми, тонкозернистыми, реже алевролитами темно-серыми до черных с прослоями аргиллитов черных, крепких, плотных, легко раскалывающихся по плоскости напластования [89]. Описание ведется на основании данных таблицы 2.1.
Средняя общая толщина горизонта составляет 11.3 м. Наибольшая толщина в бобриковском горизонте вскрыта в разрезе скв. 40099 - 32.3 м, наименьшая - 4.1 м (в районе скважины 179) на Покровском участке (рисунки 2.1, 2.2).
Эффективная толщина в пределах месторождения изменяется от 0.5 м (в р-не скв. 777) до 16.2 м (в р-не скв. 369). Суммарный непроницаемый раздел между коллекторами горизонта изменяется от 0.3 м (в р-не скв. 369) до 28.9 (в р-не скв. 40099). Толщина водонасыщенных коллекторов составляет среднем 5 м, изменяясь от 0.5 (в р-не скв.777) до 14.2 м (в р-не скв.43).
Коэффициент песчанистости по бобриковскому горизонту равен в среднем 0.521 t доли ед., расчлененности - 2.1, при изменении пропластков в толще горизонта - от 1 до 6 .
На большей части месторождения пласт-коллектор либо водонасыщен, либо замещен непроницаемыми породами. То же относится и к областям, где были вскрыты посттурнейские "врезы" - пласт Сбр водонасыщен в разрезе скв. 528. В разрезе скв. 40099 породы, заполняющие "врезовые" зоны, представлены непроницаемыми известняками и терригенными отложениями. В разрезе скв. 214 - коллектор замещен плотными разностями, в том числе и углями, выделенными по методам ГИС.
Основные залежи нефти бобриковского горизонта приурочены к локальным поднятиям Грачевского участка и в районе единичной скважины 34 Муслюмовского поднятия. Всего на месторождении в бобриковском горизонте выявлено пять залежей нефти. Залежи пластово-сводовые, водоплавающие. В залежи нефти в районе скважины 40052 и 40099 выделяется зона ЧНЗ.
Толщина бобриковского горизонта в целом по залежам месторождения изменяется от 5.5 м до 32.3 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина в среднем 5.2 м, водонасыщенная - 4.4 м.
Залежь нефти в районе единичной скважины 34. В разрезе скважины вскрыты два нефтеносных пропластка с суммарной нефтенасыщенной толщиной 2.4 м и непроницаемым разделом между ними 0.5 м. Непроницаемый раздел между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта 0.4 м (таблица 2.1). Суммарная эффективная толщина коллекторов в пределах залежи- 5 м.
Залежь оконтурена линией ВНК на абс. отметке -965.7 м. Высота залежи нефти составляет 2.7 м.
Коэффициент песчанистости нефтенасыщенных коллекторов составляет 0.558 доли ед.
Эффективная водонасыщенная толщина равна 2.6 м.
Залежь нефти в районе единичной скв. 40099 расположена в зоне распространения посттурнейского "вреза", на Удобновском поднятии. Граница залежи нефти проведена по контуру ВНК на абс. отметке - 1208.6 м. Высота залежи нефти, в пределах локального поднятия по данным скважины 40099 составляет 3.1м.
Общая толщина горизонта в разрезе скважины составляет 32.3 м. Увеличение общей толщины горизонта объясняется наличием "врезовой" зоны, заполненной терригенными отложениями бобриковского возраста вместо карбонатных пород кизеловского возраста. Неколлекторы составляют в разрезе скважины 40099 28.9 м.
Нефтенасыщенный пласт состоит из 4 пропластков, его суммарная толщина равна 3.4 м.
Среднее значение коэффициента песчанистости в нефтеносном пласте - 0.327 доли ед.
Водонасыщенные коллекторы отсутствуют.
На Удобновском поднятии выделяются еще 2 залежи нефти - в районе скв. 332 и 40052.
Залежь нефти в районе скважины 332 вскрыта 10 скважинами. Граница залежи нефти проведена по контуру нефтеносности на абс. отметке - 908.5 м и -914.9 м. Высота залежи нефти по наиболее высокой точке 8.3 м.
Общая толщина бобриковского горизонта в пределах залежи составляет 10.6... 17.5 м, непроницаемый раздел 0.3...8.5 м. Коэффициент песчанистости по горизонту в залежи изменяется от 0.414 (в р-не скв. 370) до 0.982 (в р-не скв. 369).
Количество нефтеносных пропластков изменяется 1 до 2, их средняя суммарная толщина равна 4.6 м. Минимальная суммарная нефтенасыщенная толщина, 1.2 м, вскрыта в районе скв. 367, наибольшая - 9.1 м в разрезе скв. 335.
Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0.766 доли ед.
Эффективная водонасыщенная толщина в залежи изменяется от 2.2 (в р-не скв. 40052) до 10.0 м (в р-не скв. 369).
Глинистый раздел между нефтеносными и водоносными коллекторами составляет 0.0...3.7 м. ВНК вскрыт в разрезе скважины 367 на абс. отметке - 908.5 м.
В пределах залежи, в районе скважин 604, 335 и 369, происходит незначительный размыв карбонатных пород кизеловского горизонта и увеличение, за счет этого, мощности пород бобриковского (визейского) возраста.
Залежь нефти в районе скважины 40052, южнее вышеописанной залежи, вскрыта 3 скважинами и границы ее проведены по внешнему контуру нефтеносности. Залежь вытянута в северо-западном направлении, высота ее 12.2 м.
Общая толщина горизонта в границах залежи составляет в среднем 12 м, при коэффициенте вариации 0.07.
Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи имеет незначительную амплитуду изменения - от 5.3 м в р-не скв. 328 до 7.5 м в р-не скв. 40052.
Нефтенасыщенный пласт Сбр состоит из 2-3 пропластков. Среднее значение коэффициента песчанистости в них равно 0.697 долей ед.
Водонасыщенная толщина изменяется от 2.1 до 4.2 м. Глинистый раздел между нефтенасыщенными и водонасыщенными пропластками уменьшается от 1.1 м до 0 м. ВНК вскрыт в разрезе скв. 327 на абс. отметке - 902.8 м.
В районе скважины 40052 вскрыта зона ЧНЗ с суммарной нефтенасыщенной толщиной 7.5 м .
Залежь нефти в районе скважин 320 и 849 расположена на Грачевском и Астаховском структурных поднятиях, вскрыта 20 скважинами. Залежь имеет вытянутую с юго-запада на северо-восток форму. Граница залежи проведена по контуру ВНК.
Высота залежи 26.6 м.
Между двумя структурными поднятиями, в районе скважины 323, пласт Сбр замещен непроницаемыми породами. В перспективной юго-восточной части залежи предполагается "врезовая" зона.
Общая толщина горизонта в разбуренной части залежи составляет 5.5... 13.6 м, в том числе эффективная - 0.7... 12.6 м, непроницаемый раздел - 0.6.. .6.2 м.
Коэффициент песчанистости бобриковского горизонта в среднем равен 0.648 долей ед., количество эффективных пропластков изменяется от 1 до 4.
Суммарная нефтенасыщенная толщина горизонта по данной залежи в среднем составляет 5.7 м, наименьшее значение по залежи, 0.7 м, вскрыто в районе скв. 314 на Грачевском поднятии, максимальное - 12.6 м в районе скв. 1233 на Астаховском.
Залежь нефти, приуроченная к Астаховскому структурному поднятию, имеет наибольшую суммарную нефтенасыщенную толщину, чем на Грачевском и составляет в среднем 6.6 м, с минимальной толщиной, 3.8 м в р-не скв. 1234.
На Грачевском структурном поднятии, в пределах границ залежи нефти суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.7 (в р-не скв. 314) до 6.7 м (в р-не скв. 319), составляя в среднем 4.3 м.
В целом по залежи коэффициент песчанистости составляет в нефтенасыщенных толщинах 0.127...0.943 доли ед., расчлененности 1...4.
Исследование изменения текущей обводненности от геологических и технологических параметров пласта водоплавающей залежи
Изучение влияния соотношения проводимостей водоносной и нефтеносной зон коллекторов выявили связь между начальной обводненностью продукции и начальной нефтенасыщенностью коллектора. Однако данная зависимость не связывает влияние других технологических показателей пласта и режимов работы скважин. Поэтому применимость такой зависимости к реальной оценке работы единичной скважины носит обобщенный характер.
Скважины, относящиеся к «классическим» водонефтяным зонам, то есть вскрывшие водонасыщенные пропластки в той же геологической формации, что и продуктивные нефтенасыщенные пласты, в среднем характеризуются значительно более высоким уровнем обводнения. В то же время существует ряд примеров стабилизации уровня обводнения или даже его снижения без проведения каких-либо водоизоляционных работ (ВИР). Следовательно, характер обводнения продукции скважин с активными подошвенными и краевыми водами является многокритериально мотивированным процессом, а его интенсивность зависит от целого ряда факторов как геологического, так и технологического рода.
На основе имеющейся геолого-промысловой информации была сформирована база данных геологических и технологических показателей для большинства скважин бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения, с использованием которой был проведен множественный регрессионный анализ зависимости показателя обводненности продукции скважин (выходной параметр) от данных показателей (входные параметры). Указанный метод математической обработки статистических данных о работе объекта достаточно широко применяется в промысловой практике и научных исследованиях [19,29,81].
Каждая скважина характеризовалась рядом состояний (строк значений), количество которых определялось продолжительностью эксплуатации скважины и объемом проведенных достоверных замеров забойного давления (как показателя интенсивности воздействия на продуктивный пласт). Для повышения объективности получаемых данных на сформированную выборку значений входных параметров был наложен ряд ограничений, в частности, в регрессионном анализе не участвовали скважины, на которых проводились водоизоляционные работы и прочие ГТМ, которые могли повлиять на уровень содержания воды в продукции.
Основные результаты проведенного регрессионного анализа изложены ниже.
Построение статистической модели.
На основе промысловой и геофизической информации были определены следующие параметры статистической модели. Количественные параметры: Врасч -средняя обводненность скважины на текущее состояние, (%); Жидк_нак - накопленная добьла жидкости (воды+нефти) на текущее состояние, (т), Рзаб - забойное давление скважины на текущее состояние (МПа), Нперф - перфорированная мощность пласта, (м), Нв - мощность водоносного слоя коллектора, (м), Нн/Нв - соотношение нефтенасыщенных и водонасыщенных толщин интервалов коллектора, (отн. ед.), Нперф / Нн - соотношение перфорированной и общей мощности нефтенасыщенного пласта, (отн.ед.), Нразд -суммарная мощность непроницаемого раздела, (м), Расчлен. - степень расчлененности непроницаемого раздела, (отн.ед.), Кнн - начальная нефтенасыщенность перфорированного интервала, (%), Кпрон" - средневзвешенная по толщине проницаемость перфорированного нефтенасыщенного слоя, (мД), Кпронв - средневзвешенная по толщине проницаемость водоносного слоя, (мД), Кпрон" / Кпрон" - соотношение проницаемостей нефте- и водонасыщенных прослоев, (отн.ед.).
Категориальные параметры: Геоформ - геологическая принадлежность водонасыщенного прослоя (присваивается значение 1, если водоносный пласт принадлежит тому же бобриковскому горизонту, и значение 0, если водоносный пласт относится к иной геологической формации); Гео_стр - особенности геологического строения рассматриваемой скважины (присваивается значение 1, если геологическое строение зоны дренирования скважины осложнено тектоническими разломами, сбросами и т.п., и значение 0, если подобного рода нарушения отсутствуют); Кр_в - наличие (значение 1) или отсутствие (значение 0) дополнительного влияния краевых вод.
Зависимой переменной в данной модели является средняя обводненность скважины на текущее состояние.
Выбор обобщенной линейной регрессионной модели. Анализ зависимости обводненности от геолого-технологических параметров начнем с анализа статистически значимых связей между величиной обводненности и каждым из вышеприведенных параметров модели. Не останавливаясь подробно на детальном анализе, приведем основные результаты.
Ниже приведены результаты подбора обобщенной линейной статистической модели, связывающей зависимую величину Врасч с 15 факторами (таблица 3.2). Анализ ANOVA показал, что Р-значение, отражающее статистическую значимость связи, для данной модели менее 0,01, что говорит о статистической значимости связи зависимой величины и 15-ти факторов с уровнем надежности 99%. Статистика R показывает, что рассматриваемая модель объясняет 63 % изменчивости зависимой величины. Статистика Durbin-Watson (DW) показывает на наличие корреляции между остатками и порядком появления данных в базе данных. Так как Р-значение меньше, чем 0,05, это говорит о возможной корреляции между остатками и порядком появления данных в базе данных [19,29].
В таблице 3.3 приведены 95% доверительные интервалы для коэффициентов модели. Доверительные интервалы показывают, насколько точно коэффициенты модели могут быть определены набором данных и присутствующим "шумом". Кроме того, ряд факторов модели могут коррелировать друг с другом, что сказывается на качестве модели. Для определения такой взаимозависимости применяется VIF - фактор [29]. Если VIF -фактор больше 10, то считается, что между независимыми переменными (факторами) существует мультиколлинеарность (линейная взаимозависимость). Значительная мультиколлиниарность многократно увеличивает ошибку определения коэффициентов модели. В таблице 3.3 только для двух факторов - Кпрон" / Кпрон8 и Нразд - VIF больше 10. Необходимо исключать из модели ряд параметров, приводящих к возникновению мультиколлениарности.
Таким образом, формально предложенная модель удовлетворительно описывает статистическую связь между зависимой величиной и 15 факторами. Качество модели демонстрирует рисунок 3.1, на котором представлено соотношение между фактом и прогнозом. С другой стороны, на рисунке 3.2 приведено соотношение рассчитанной по модели величины удельного эффекта и стандартизированных остатков. Видно, что для 18 точек стандартизированные остатки превышают значение 2. Для этих данных необходимо проведение дополнительные исследования на предмет, являются ли они "выбросами".
Зависимости для всех статистически значимых факторов и факторов с V.I.F. 10 имеют следующий физический смысл:
1. Текущая обводненность тем больше, чем больше накопленная добыча нефти, что отражает общий характер обводнения коллектора при выработке запасов нефти.
2. Текущая обводненность тем меньше, чем выше начальная нефтенасыщенность коллектора.
3. Текущая обводненность тем выше, чем выше проницаемость перфорированной части пласта.
4. Анализ вкладов в модель категориальных параметров показывает, что текущая обводненность выше для пластов с подошвенной водой и при наличии водоносных пластов в рамках рассматриваемого горизонта.
Относительно остальных параметров сделать однозначные заключения не представляется возможным, т.к. они являются статистически незначащими, либо обладают значительной мультиколлинеарностью.
Упрощение модели. Представленная выше модель содержит ряд статистически незначащих факторов, а также факторов со значительной мультиколлинеарностью (V.I.F. 10). Необходимо провести упрощение модели с целью исключения "лишних" факторов.
Упрощение можно провести двумя способами. Первый способ - это подбор состава параметров, обеспечивающих наибольшее значение статистики R2 при минимальном числе факторов. Было рассмотрено 1586 моделей. В результате было установлено, что наилучшей комбинацией параметров, описывающей изменчивость зависимой величины, является комбинация 6 параметров: Жидкнак, Рзаб, Нперф, Нперф/Нн, Кнн и Кпрон в.
Пример моделирования процесса выработки запасов нефти бобриковско-тульского горизонта скважиной вновь пробуренной 850 р
В основе модели, приведенной в разделе 3.3 с учетом формул (3.5) и (3.8) лежит представление о пласте как о слоисто неоднородном по мощности, проницаемости, пористости и нефтенасыщенности осесимметричном (ось симметрии - скважина) объекте. Данные о структурном строении пластов, объеме залежи и внешнем контуре ВНК брались на основе геологической модели, разработанной НПО "Нефтегазтехнология" совместно с автором [23, 90, 102]. Предполагается что "краевая" водоносная область горизонта относится к активным, что позволяет задать в качестве внешнего краевого условия равенство начальному пластовому давлению. Рассматривалась радиальная фильтрация двухфазной жидкости в приближении "black oil" (раздел 3.3). Забойное давление задавалось равным 0.5 от начального пластового давления, так как для данной задачи гидродинамические силы значительно превосходят по величине капиллярные и гравитационные силы, то последние в модели не учитывались. Подошва и кровля горизонта предполагаются непроницаемыми.
Данные о свойствах пластовых флюидов брались из раздела 2 и «Технологическая схема разработки Муслюмовского нефтяного месторождения», Бугульма.- ТатНИПИнефть, 2004 [89]. В виду удаленности скважины от других скважин, эксплуатирующих данный горизонт, интерференцией скважин можно пренебречь.
Параметры задачи (раздел 2) вязкость нефти в пластовых условиях - ju0 - 72.08 мПа с; вязкость воды в пластовых условиях - fiw= 1.73 мПа с; начальное пластовое давление - Р0 = 11.5 МПа;
Фильтрационные параметры пластов брались по данным ГИС (рисунок 4.1). Рассматриваемые пласты пронумерованы от 1 (верхний) до 5 (нижний с неясным типом: флюида) (таблица 4.1).
Модельные относительные фазовые проницаемости заданы формулами (3) в соответствии 2.6, 2.7, где а = Ъ = 1, cw = 0.2. Параметры коллектора и значения коэффициента с0 для пропластков приведены в таблице 4.1, полученные на основании исследований ГИС.
Рассматривались варианты перфорации скважины для следующих возможных случаев.
а) пропласток 5 - имеет нефтенасыщенность, приведенную в таблице 4.1. Варианты перфорации: 1а - вскрыты 1 и 2 пропластки; 2а - вскрыты 1,2 и 5 пропластки.
б) пропласток 5 - слабо нефтенасыщенный с нефтенасыщенностью 0.5. Варианты перфорации: 16 - вскрыты 1 и 2 пропластки; 26 - вскрыты 1,2 и 5 пропластки.
Для вариантов 16 и 26 рассмотрены случаи с различной плотностью перфорационных отверстий. Изменение числа перфорационных отверстий задавалось на модели изменением продуктивности фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону пропластка 5. Затем по графикам В.И. Шурова определялась плотность перфорационных отверстий, соответствующая данной продуктивности фильтрационного блока.
С помощью математического моделирования рассчитывались поля давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки залежи (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравнивались по характеристикам вытеснения. Моделирование нефтеизвлечения заканчивалось по достижении обводненности продукции скважины 95 %.
Ниже представлены основные результаты по моделированию выработки запасов нефти в районе скважины 850 р.
1. На рисунке 4.2 представлена динамика выработки запасов по базовому варианту 1а: перфорируются пропластки 1 и 2, пропласток 5 имеет нефтенасыщенность 0,79 д.ед. На рисунке хорошо видно, что запасы из нижних пропластков не вырабатываются.
На рисунках 4.3-4.5 представлена динамика выработки запасов по варианту 2а: перфорируются пропластки 1, 2 и 5, пропласток 5 имеет нефтенасыщенность 0,79 д.ед. и продуктивность фильтрационного блока 5-го пропластка снижена в 10, 20 и 40 раз соответственно. Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно, чем в предыдущем варианте. При снижении продуктивности фильтрационного блока 5-го пропластка процесс обводнения продукции происходит медленнее, что приводит к более полной выработке пласта.
Для сравнения вариантов построены графики динамики дебитов скважины, обводненности и характеристики вытеснения.
На рисунке 4.6 приведена динамика дебита по нефти для разных вариантов перфорации и различной плотности перфорационных отверстий для перфорации пласта 5. Дальнейшее снижение продуктивности ПЗП пропластка 5 (более чем в 40 раз) приводит к существенному снижению дебита по нефти, поэтому случаи со снижением продуктивности более чем 40 раз в дальнейшем не рассматриваются.
Как видно на рисунке 4.6 дебеты по нефти для различных значений продуктивности ПЗП пропластка 5 практически совпадают. Сравнение с базовым вариантом (1а) показывает, что если перфорированы только два верхних пропластка, то дебит по нефти будет значительно ниже. При этом дебит по воде для варианта 1а отличается от варианта 2а незначительно (рисунок 4.7). Это приводит к более быстрой обводненности продукции (рисунок 4.8) и к тому, что на характеристиках вытеснения (рисунок 4.9) кривая, соответствующая базовому (1а) варианту, значительно ниже остальных кривых. В целом же вариант с перфорацией пропластка 5 со снижением продуктивности ПЗП в данном пропластке в 40 раз обладает наибольшей эффективностью (таблица 4.2).
2. На рисунке 4.10 представлена динамика выработки запасов по варианту 2а, когда перфорируются пропластки 1 и 2, пропласток 5 слабо нефтенасыщенный с нефтенасыщенностью 0,5 д.ед. На рисунке хорошо видно, что за счет образования "конуса" происходит быстрое обводнение и отрезание части запасов от нефтеизвлечения.
На рисунках 4.11-4.13 представлена динамика выработки запасов по варианту 26: перфорированы пропластки 1,2 и 5, продуктивность фильтрационного блока 5-го пропластка снижена в 10, 20 и 40 раз соответственно. Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно, чем в предыдущем варианте. За счет размывания водонефтяного контакта часть нефти попадает в водонасыщенный интервал (пропласток 5) и извлекается через перфорационные отверстия. Снижение продуктивности призабойной зоны 5-го пропластка позволяет замедлить процесс обводнения продукции, что приводит к более полной выработке пласта.
Для варианта 26 проведены расчеты для различных значений продуктивности призабойной зоны пропластка 5. Для сравнения вариантов построены графики динамики дебитов скважины, обводненности и характеристики вытеснения.
На рисунке 4.14 приведена динамика дебита по нефти для разных вариантов перфорации и различной плотности перфорационных отверстий для перфорации пласта 5.
Как видно на рисунке 4.14 дебиты по нефти для различных значений продуктивности ПЗП пропластка 5 практически совпадают. Однако дебиты по воде (рисунок 4.15, 4.16) сильно отличаются. Сравнение с базовым вариантом (2а) показывает, что в начальный период дебиты нефти по базовому варианту значительно выше (1.5 раза), чем для вариантов 26, однако в базовом варианте дебит по нефти быстро снижается, тогда как по варианту 26 дебиты по нефти сохраняют свою величину длительное время. Это приводит к тому, что на характеристиках вытеснения (рисунок 4.17) кривая, соответствующая базовому (2а) варианту, только в начальный период превышает остальные кривые. В целом же вариант с перфорацией пропластка 5 со снижением продуктивности ПЗП в данном пропластке в 40 раз обладает наибольшей эффективностью (таблица 4.3).
