И оценка эффективности реализуемой системы разработки

В процессе проектирования и обобщения опыта разработки нефтяных месторождений Нижневартовского района было установлено, что существуют вполне определенные классы пропластков, которые вовлекаются в разработ­ку при достаточно редких сетках (плотностью 50-100 га/скв) и заводняются полностью по всей толщине при коэффициентах нефтеотда­чи, близких к коэффициентам вытеснения.

Такие пропластки условно получили назва­ние "монолитов". Для горизонтов группы АВ к "монолитам" отнесли пропластки толщиной 4 м и более, для горизонтов БВ6, БВ8 в ка­честве "монолитного" принят пропласток тол­щиной 2 м и более, для отложений юрской и ачимовской толщи классификация пропласт­ков не проводилась. Все остальные пропластки относились к категории тонкослоистых (ТСП). В отличие от "монолитов", степень подключе­ния ТСП, как представлялось, существенно за­висит от плотности сетки скважин и положе­ния пропластка в разрезе горизонта.

Уточнение закономерностей геологического строения пластов и механизма выработки за­пасов нефти показало, что

- по разрезу объектов выделяются слои с различной песчанистостью, которая, в основ­ном, определяет характер подключения про­пластков в разработку;

- большинство тонкослоистых пропласт­ков, расположенных в опесчаненных интерва­лах, образуют с "монолитами" единую гидро­динамически связанную систему и показате­ли их выработки такие же, как "монолитных" песчаников.

В гидродинамически связанных коллекто­рах, с позиции подключения пропластков в разработку, понятие "монолит" теряет свой смысл, а ранее принятый критерий выделения литологических пород только по толщине про­пластка себя не оправдывает. В гидродинами­чески связанных коллекторах характер выра­ботки запасов нефти тонкослоистых песчани­ков принципиально не отличается от процесса выработки запасов нефти "монолитов". Про­слои глин в интервалах разреза с песчанисто­стью Кп ≥ 0,6 имеют локальное распростране­ние. Расчлененность разреза прослоями глин не препятствует обмену флюидов между песча­ными телами. Поэтому сами понятия "пропла­сток" или "расчлененность" в условиях опес­чаненных интервалов не отражают неодно­родность и сложность геологического строе­ния.

Принимая во внимание преобладающее влияние связанности пропластков на структу­ру потерь нефти в пласте, считается целесо­образным рассматривать три литологических класса пород.

По связанности пропластков:

- ГСК (гидродинамически связанный кол­лектор), песчанистость интервалов разреза Pr ≥ 0,6;

- ПК (прерывистый коллектор) 0,6>Pr≥0, 3;

- СПК (сильно прерывистый коллектор) Pr< 0,3.

По удельному содержанию коллекторов то­го или иного класса в разрезе горизонтов про­дуктивные пласты подразделяются на 4 типа строения:

- I тип (в разрезе продуктивных толщ, в основном, присутствуют пропластки, относя­щиеся к классу ГСК);

- II тип (доля ГСК в разрезе изменяется от 0,5 до 0,85);

- III тип (доля ГСК в разрезе пласта уменьшается с 0,5 до 0, преобладают про­пластки, относящиеся к типу прерывистых и сильно прерывистых коллекторов);

- IV тип (ГСК в разрезе отсутствуют; пре­обладают СПК, на долю которых приходится от 50 до 100% объема пород).

При таком подходе признаком принадлеж­ности пласта к тому или иному типу является коэффициент песчанистости (Pr). Значение ко­эффициента песчанистости зависит от удель­ного содержания пород того или иного класса в разрезе горизонта. Для пород I типа величина коэффициента песчанистости составляет 0,7 и более, для II типа - 0,5-0,7, для III типа ­- 0,5-0,3, для IV - менее 0,3.

В границах площади распространения пла­ста могут быть выделены несколько типов по­род, в соответствии с которыми формируют­ся зоны для анализа и расчетные участки при проектировании.

Согласно изложенным принципам выполне­на схематизация залежей Аганского месторо­ждения. Приведен анализ выработки запасов пласта БВ₈, коллектор которого характеризу­ется как однородный и относится к I и II типам строения, и пласта БВ_18-21, характеризующе­гося высокой прерывистостью, относящегося к IV типу строения.

По объекту БВ₈ анализ выработки запасов нефти и структуры остаточных запасов прове­ден по блокам. С этой целью по каждому блоку выполнена статистическая схематизация стро­ения пласта, отражающая закономерность рас­пределения коллектора по разрезу, его насыще­ния и проницаемости. Используя функции рас­пределения пропластков по толщинам, рассчи­таны характеристики, отражающие прерыви­стость нефтяного пласта [12]. Значение харак­теристик пpерывистости по блокам приведено в табл. 1.12.

таблица 1.12

Характеристики, отражающие прерывистость пласта БВ₈

Участки	Ргеол	P*	δ	Тип коллектора
	0,593	0,608		II
	0,747	0,747	0,017	I
	0,744	0,747		I
	0,719	0,718	0,084	I
	0,593	0,606	0,075	II
Мало-Аганская площадь	0,696	0,693	0,663	II

Эмпирическая и теоретическая вероятно­сти распределения пропластков по толщинам по 2 блоку приведены на рис. I.29.

Сложившаяся динамика разработки участ­ков залежи и высокая обводненность продук­ции большей части фонда скважин позволяют использовать данные по динамике обводнения скважин для оценки подвижных запасов неф­ти.

Рис. I.29. Вероятность распределения пропластков (пласт БВ₈, 2 блок)

по толщинам: 1 – эмпитрическая; 2 - теоретическая

Как показал анализ промыслового материа­ла, динамика изменения доли нефти в потоке и отбор жидкости в скважинах имеют степенной характер зависимости. Результаты аппрокси­мации динамики обводнения скважин зависи­мостью вида f _н = f _но (Q _о/ Q) приведены в табл. 1.13.

таблица I.13

Участок	Характеристика вытеснения Д	Коэффициент корреляции
	0,411	0,925
	0,415	0,922
	0,511	0,939
	0,562	0,943
	0,474	0,943
Мало-Аганская площадь	0,437	0,917

Величина параметра Д изменяется от 0,411 по блоку 1 до 0,562 по блоку 4. Коэффици­ент корреляции изменяется от 0,917 (по Мало­Аганской площади) до 0,943 (по 4 и 5 блокам).

По известной величине параметра Д, представляющего собой долю подвижных запасов нефти, отбираемых за безводный период экс­плуатации скважин, можно оценить величи­ну коэффициента заводнения при достижении предельной доли нефти в продукции.

Сопоставление характеристик вытеснения показывает, что с большей эффективностью подвижные запасы вырабатываются по 4 участку. В среднем, за безводный период в скважинах отбирается до 56% подвижных за­пасов. Коэффициент заводнения при отключе­нии максимальный - 0,973.

С меньшей эффективностью разрабатыва­ется 1 участок. За безводный период отбира­ется 41 % подвижных запасов. Коэффициент за­воднения при отключении - 0,852.

Одним из наиболее распространенных ме­тодов, применяемых для оценки подвижных(извлекаемых) запасов, является метод обоб­щенных характеристик вытеснения [13].

При аппроксимации динамики обводнения степенной зависимостью возможно оценить по­движные запасы, приходящиеся на одну сква­жину, а затем и на весь участок целиком.

Оценка подвижных запасов методом сква­жинных характеристик вытеснения выполне­на с 1 по 5 блок.

Графики зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости, коэф­фициента нефтеотдачи от обводненности, ко­эффициента нефтеотдачи от прокачки для 2 участка представлены на рис. 1.30,1.31.

Рис. 1.30. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости:

1, 2 – соответственно фактическая, прогнозная

В связи с тем, что Мало – Аганская площадь введена в разработку сравнительно недавно (1986 г.) и динамика обводнения продукции этой площади еще не сложилась (что не по­зволяет экстраполирование сложившейся тенденции до предельной доли нефти в продук­ции скважин), подвижные запасы этой площа­ди оценены геолого - статистическим методом. Реализация этого метода осуществлена по про­грамме HRENT.

Представляя подвижные запасы, как произ­ведение Q _б* K _скв* K _выт, по данным проведенных расчетов можно оценить коэффициент охвата при сложившихся условиях разработки. Полу­ченные значения коэффициента охвата по объ­екту БВ₈ приведены ниже.

Участок	Кохв
	0,668
	0,866
	0,962
	0,924
	0,750
Мало – Аганская площадь	0,909

Коэффициент охвата характеризует объем потерь нефти в пласте, обусловленный его пре­рывистостью. Анализ приведенных величин Кохв показывает, что с меньшей эффективно­стью вырабатываются запасы по 1 и 5 участ­кам. Объем запасов, не вовлеченных в актив­ную разработку по ним, составляет соответ­ственно 33 и 25%.

Рис. 1.31. Зависимость по пласту БВ₈ (блок 2) коэффициента нефтеотдачи от обводненности (а)

и коэффициента прокачки (б): 1, 1’ – фактические; 2, 2’ – прогнозные

Анализ профиля по изменению содержа­ния относительной доли коллектора в разре­зе скважин и профиля проницаемости позво­ляет предполагать, что по объекту БВ₈ следу­ет ожидать практически равномерного вытес­нения, опережающими темпами будет выраба­тываться подошвенная часть пласта. Остаточ­ные запасы нефти будут сосредоточены в кро­вле пласта.

Результаты исследований 303 скважин ме­тодом потокометрии свидетельствуют о прак­тически равномерном подключении разреза пласта в работу.

Результаты промыслово-геофизического контроля подтверждают это заключение. Как показывают данные электрометрии скважин №№ 604 - 473 - 1316 - 1329 - 41, приведенные на профиле выработки запасов (рис. 1.32, а), сква­жин №№ 608 – 476 – 1320 – 1332 - 638 (рис. 1.32, 6), а также скважин.№№ 340 -1138 – 144 – 1112 - 194­ - 1099 (рис. 1.32, в), закачиваемая в пласт вода равномерно перемещается по подошвенной ча­сти разреза, характеризующейся пониженной нефтенасыщенностью.

Остаточные запасы распределяются в на­правлении от нагнетательного ряда, концен­трируясь в зоне стягивания в кровле пласта.

Сформированная на объекте система ППД максимально использует возможности водона­порного режима и обеспечивает поддержание пластового давления на уровне, близком к пер­воначальному.

Приведенные профили выработки запасов наглядно показывают, что степень промывки пласта вблизи нагнетательных скважин мак­симальная. Нефтенасыщенность этих участ­ков близка к остаточной. Практически, все остаточные запасы можно будет извлечь при реализованной плотности сетки скважин.

Отбор остаточных запасов нефти частич­но может быть осуществлен при организа­ции форсированного отбора жидкости из сква­жин, необходимость которого продиктована сложившейся динамикой темпов отбора оста­точных запасов (рис. 1.33).

Рис. 1.32. Профили выработки запасов пласта БВ₈ по разным (а, 6, в) линиям скважин:

1, 2, 3 – пропластки соответственно иефтенасыщенные, промытые, глинистые

Работы по организации форсированного от­бора жидкости проводятся, как правило, по скважинам, эксплуатирующимся с высокой об­водненностью. Как показал анализ эксплуата­ции скважин объекта БВ₈, при достижении об­водненности 90% повсеместно отмечается ста­билизация доли нефти в продукции. Для при­мера рассмотрено 59 скважин, работающих в условиях стабилизированной обводненности. За непродолжительный период (3 года) объем добытой нефти в. среднем на одну скважину со­ставил 14,3 тыс. т, доля нефти в продукции­ 0,05 при водонефтяном факторе 19,2.

В связи с тем, что период эксплуатации скважин в режиме стабилизированной обвод­ненности сопоставим со сроком жизни сква­жин, без организации форсированного отбора появится необходимость церебуривания части фонда скважин, обусловленная их естествен­ным физическим износом, что экономически неоправданно. В такой ситуации дешевле про­вести реконструкцию системы сбора и транс­порта, чем бурить значительное число не пре­дусмотренных скважин-дублеров.

Как показали данные эксплуатации сква­жин, интенсификация отборов жидкости (фор­сированный отбор жидкости - ФОЖ) не при­водит к сколько-нибудь заметному росту об­водненности. Даже в результате многократно­го роста дебитов не происходит изменения сло­жившейся тенденции динамики обводнения.

Рис. 1.33. Зависимость темпов отбора начальных (1) и текущих (2) извлекаемых запасов от степени выработки нефтяного пласта

Характерно также и то, что проведение по скважинам мероприятий по наращиванию отборов жидкости на участках залежи, где пластовое давление, близкое к первоначально­му, не способствует снижению дебита окру­жающих их скважин. В качестве примера, на рис. 1.34 приведена динамика дебитов жидко­сти по скважинам, которые были переведены на форсированный отбор, и аналогичная ди­намика по окружающим скважинам. Приве­денные данные свидетельствуют, что форси­рованный отбор не оказывает отрицательно­го воздействия на объемы добычи жидкости из окружающих скважин. Фактором, опреде­ляющим эффективность данного мероприятия, является энергетическое состояние залежи.

Несмотря на очевидную эффективность применяемой технологии, добывные возможно­сти реализованы не в полной мере.

Рис. 1.34. Результаты организации форсированного отбора жидкости из скважин объекта БВ₈.

Динамика добычи жидкости по группе скважин: 1 - окружающих; 2 – переведенных на ФОЖ

Составной частью технологии по организа­ции форсированного отбора жидкости являет­ся дострел нефтенасыщенных толщин. Ниже приведены результаты дострелов в 30 скважи­нах. Как показал анализ данных эксплуатации скважин, по 9 из них работы по дострелу ока­зались не эффективными в области наращи­вания отборов жидкости. В целом по группе скважин прирост суточной добычи жидкости составил 2 тыс. т, по нефти - 148 т, в сред­нем на скважину 68 и 5 т / сут соответственно.

Таким образом, проведенный анализ пока­зал, что дострел нефтенасыщенных толщин способствует интенсификации отборов жидко­сти и, тем самым, более полному вовлечению остаточных запасов нефти. Проведение работ по дострелу считается целесообразным в сква­жинах, эксплуатирующихся с обводненностью не ниже 60%.

Рассмотрена возможность улучшения вы­работки запасов за счет увеличения коэффи­циента охвата путем оптимизации плотности сетки скважин. Для прогнозирования величи­ны коэффициента охвата и возможных коэф­фициентов нефтеизвлечения при бурении до­полнительных скважин и интенсификации си­стемы заводнения проводилась настройка дву­мерной математической модели прерывистого пласта на показатели, отражающие структуру остаточных запасов нефти.

Согласно расчетам на объекте БВ₈ в кра­евых блоках (1 и 5) считается возможным бу­рение 20 дополнительных скважин. Коэффици­ент охвата при этом по блоку 1 увеличится с 0,668 до 0,704, по блоку 5 - с 0,750 до 0,775. Расчеты по уплотнению сетки скважин выпол­нены по программе BANZAI. Зависимость ко­эффициента охвата от плотности сетки сква­жин по блокам 1 и 5 пласта БВ8 приведена на рис. 1.35.

Объект БВ_18-21 характеризуется наиболее сложным строением среди продуктивных го­ризонтов Аганского месторождения. Пласты не выдержаны как по площади, так и по разрезу; имеются обширные зоны замещения, средняя проницаемость пропластков низкая ­0,006 мкм². Наибольшее развитие по площади имеет горизонт БВ_19-21.

Рис. 1.35. Зависимость коэффициента охвата воздействием

от плотности сетки скважин для пласта БВ₈ по участкам 1 (1) и 5 (2)

Весь добывающий фонд объекта механизи­рован, что затрудняет проведение контроля за разработкой, который, в основном, ограничи­вался замерами дебитов и приемистости, пла­стовых давлений, содержания воды в продук­ции скважин. В этих условиях, при отсутствии исследований методом ИННК, а также элек­трометрии в заводненных зонах, в качестве основного метода геолого-промыслового ана­лиза для объекта БВ_18-21 служит метод ана­логий, основанный на использовании обобщен­ных зависимостей применительно к конкрет­ным особенностям геологического строения за­лежей нефти.

По объекту построены сводные статистиче­ские профили, отражающие характер измене­ния относительного содержания коллектора в разрезе скважин, привязка которого к интерва­лам глубин позволила отразить характер по­слойной неоднородности по проницаемости.

Количественная оценка характеристик пре­рывистости залежи выполнена по методи­ке, получившей широкое распространение при проектировании месторождений Западной Си­бири. Значения характеристик прерывистости по объекту БВ_18-21 (тип коллектора IV) при­ведены ниже.

Ргеол……………. 0,270

Р_*…………………. 0,306

δ ……………… 0,04

Построенная геолого-статистическая мо­дель залежи указывает на высокую степень прерывистости, расчлененности, что обусло­вливает значительные потери нефти в пласте в процессе разработки..

Характер выработки запасов по разрезу предполагается послойный, вытеснение неф­ти осуществляется по наиболее проницаемым, наиболее гидродинамически связанным про­пласткам. Остаточные запасы, как показыва­ет опыт разработки аналогичных залежей За­падной Сибири, будут сосредоточены в застой­ных и тупиковых зонах. Необходимо отметить, что в целом выработка запасов будет осу­ществляться медленными темпами вследствие слабого притока жидкости. В первую очередь будут вырабатываться прискважинные зоны.

При реализации запроектированной систе­мы разработки коэффициент охвата воздей­ствием составит 0,6. Рассмотрена возмож­ность увеличения коэффициента охвата пу­тем оптимизации плотности сетки скважин по программе RENT. При уплотнении сетки до 13,8 га/скв коэффициент охвата составит 0,745.

В качестве иллюстрации на рис. 1.36 при­ведена зависимость коэффициента охвата воз­действием от плотности сетки скважин для площадной семиточечной системы заводнения, которая построена с привлечением данных по вытеснению нефти водой на двумерной мате­матической модели прерывистого пласта.

Рис. 1.36. Зависимость коэффициента охвата от плотности сетки скважин.

Таким образом, построенные геолого-ста­тистические профили по изменению относи­тельного содержания коллектора в разрезе скважин и профили проницаемости позволя­ют предполагать, что по объекту БВ₈ следу­ет ожидать практически равномерного вытес­нения, опережающими темпами будет выра­батываться подошвенная часть пласта; оста­точные запасы нефти будут сосредоточены в кровле пласта. Результаты промыслово-­геофизического контроля подтверждают это заключение.

По объекту БВ_18-21 о механизме отбора нефти можно судить, в основном, по геолого­-промысловой информации, которая предпола­гает послойный характер выработки запасов по наиболее проницаемым, наиболее гидроди­намически связанным пропласткам. Остаточ­ные запасы будут сосредоточены в застойных и тупиковых зонах.

Дата добавления: 2015-08-09