Рекомендации по выделению эксплуатационных объектов на месторождениях Западной Сибири
Месторождение |
Вариант |
Пласт |
Разница в добыче при раздельной и совместной эксплуатации |
Показатель эффективности |
Рекомендуемый вариант |
Усть-Балыкское
Западно-Сургутское
Самотлорское
Федоровское
Холмгорское
Локосовское
Северо-Покурское |
I II III
I II III
I II
I II
I II
I II
I
II III IV V VI |
БС1, БС2-3, БС4 БС1+БС2-3+БС4 БС1 БС2-3+БС4
БС1, БС2-3, БС10 БС1+БС2-3+БС10 БС1+БС2-3, БС10
БВ8, БВ10 БВ8+БВ10
БС1, БС10 БС1+БС10
БС10, БС11 БС10+БС11
БВ5, БВ6 БВ5 + БВ6
БВ01, БВ02
БВ01+БВ02 БВ1, БВ2 БВ1+БВ2 БВ82, БВ83, БВ9 БВ82+БВ83+БВ9 |
11,370
11,370
11,370
11,370
2,370
11,100
2,800
76,700
23,25
14,250
7,760
0,932
1,230
1,370 |
834,20 815,89
843,18
427,740 434,475
453,708
7134,195 6792,398
1372,2 1336,6
863,8 773,7
193,745 187,436
2
II
254,7
2
IV 281,2
2
VI 279,76 |
III
III
I
I
I
I |
Данный вариант рекомендуется производственным организациям объединения Коминефть для внедрения.
Глава 28. Оценка рационального объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты
28.1. Количественная оценка геологических неоднородности пластов при объединении их для совместной эксплуатации
Под неоднородностью в нефтегазопромысловой геологии понимается всякая изменчивость характера и степени литолого-физических свойств слагающих изучаемый объект пород площади и разрезу [37|. Следует отметить, что до сих пор не единого мнения в выборе объекта исследования при оценке неоднородности. Одни исследователи предлагают изучать неоднородность пласта, другие — эксплуатационного объекта. При оценка неоднородности многопластовых нефтяных месторождений эти понятия четко разграничены, так как неоднородность пласта характеризуется одной величиной, а неоднородность многопластового эксплуатационного объекта — совершенно другой.
В настоящее время существует около 30 видов неоднородности геологических объектов, предложенных различными исследователями. Анализируя методы оценки различных видов неоднородности, Л. Ф. Дементьев отмечает, что большинство геологов считают, что геологическую неоднородность можно изучать лишь чисто геологическим путем, т. е. путем проведения детальных наблюдений в каждой пробуренной скважине. При этом механически увязываются данные, относящиеся к отдельным точкам наблюдений, так как далеко не всегда удается положить в основу обобщения фактического материала реально существующие геологические закономерности. Другой путь изучения геологической неоднородности заключается в изучении количественных закономерностей строения неоднородных пластов, причем наиболее эффективными методами количественной характеристики неоднородности являются вероятностно-статистические. Основное их преимущество в том, что они позволяют получать вполне объективные количественные характеристики различных видов геологическойнеоднородности, которые можно использовать в любых расчетах.
Исходя из этого, показатели неоднородности изучаемых геологических объектов можно разделить на две группы [14, 37].
1. Показатели, позволяющие оценивать качественно неоднородность пластов и изменчивость ряда геолого-промысловых параметров этих объектов. Это коэффициенты относительной песчанистости (Кпч), расчлененности (Кр), литологической связанности (Кс), распространения коллекторов (Красп), прерывистости (Кпрер), выдержанности (Квыд), неоднородности (по Поласеку, Хатчинсону), коэффициент Лоренца и т. п.
2. Показатели, которые могут быть использованы в гидродинамических расчетах при проектировании разработки нефтяных месторождений. Эта группа показателей, к сожалению, довольно малочисленна по сравнению с первой. Во ВНИИнефть при расчетах добычи нефти используется параметр неоднородности Vн, кроме того, в методике расчета технологических показателен разработки принимаются во внимание неоднородность реального коллектора по проницаемости, изменчивость его толщины. В институтеГипровостокнефть учитывается коэффициент относительной песчанистости при расчете коэффициента охвата залежи при данной сетке скважин.
Наиболее глубоко оценкой неоднородности занимались в институте ТатНИПИнефть, где предложены показатели, в качестве которых принимается либо квадрат коэффициента вариации проницаемости, либо квадрат коэффициента вариации коэффициента продуктивности. Здесь предложено определять неоднородности послойную Vп2, зональную V32 , геометрическую Vг2, языкообразования V2яз, полную V2 [25, 28]. В гидродинамических расчетах используется величина полной неоднородности V2.
При проектировании разработки многопластовых нефтяных месторождений в первую очередь необходимо учитывать показатели неоднородности для отдельных пластов, а затем уже длясовместно эксплуатируемых пластов (многопластовых эксплуатационных объектов).
Для оценки показателя послойной неоднородности Vп2 наиболее объективная информация может быть получена по данным исследования скважин с помощью измерителей потока — дебитомеров и расходомеров. Этот показатель рассчитывается как среднее значение квадрата коэффициента вариации распределения работающих толщин пластов по разрезу скважины. Кроме того, он может быть получен и графическим способом — путем наложения на фактические кривые распределения послойной неоднородности теоретических кривых III типа распределения Пирсона и выбора из них кривой но принципу наилучшего совпадени.
Однако предлагаемый путь расчета коэффициента послойной неоднородности на большинстве нефтяных месторождений весьма затруднителен из-за небольшого объема исследований скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. Поэтому для таких случаев Ю. Е. Батуриным изменена методика определения этой величины, соответственно в расчетные формулы введены геофизические параметры, наиболее тесно связанные с распределением проницаемости по разрезу пластов [35]. Послойная неоднородность с учетом этой работы оценивается с использованием комплексного геофизического параметра αсп и ρп, наиболее тесно связанного с проницаемостью. Тогда для скважины j величина V2п находится но формуле:
(28.1)
где n — число проницаемых прослоев в скважине;
(28.2)
где Hi — эффективная толщина проницаемых прослоев.
Средний показатель послойной неоднородности объекта (пласта или многопластового эксплуатационного объекта) рассчитывается по формуле
(28.3)
где т — число исследуемых скважин для определения послойной неоднородности.
Показатель геометрической неоднородности V г2 в значительно степени зависит от выбранной системы разработки залежи, т. е. от взаиморасположения скважин по площади залежи:
(28.4)
где М — показатель, который характеризует взаиморасположение скважин при соответствующей системе разработки.
Показатель зональной неоднородности характеризует изменение неоднородности по площади залежи. При определении этого показателя обычно исходят из данных об изменении коэффициентов продуктивности в пределах площади залежи. Однако эти данные используют только тогда, когда гидродинамическими методами исследовано не менее 20% скважин. В противном случае привлекают геофизическую информацию, имеющую статистическую связь с фильтрационными характеристиками пласта. Для расчета Vз2 выбирается плотная, примерно одинаковая по равномерности размещения сетка скважин, в каждой из которых проницаемым пропласткам снимают с каротажных диаграмм следующие характеристики: Нi; αсп; ρпi. Затем рассчитывают величину Кпрj, которая пропорциональна удельной продуктивности в j скважине.
Полученные значения наносят на график Vз2 = f(Li), на котором экстраполируется значение Li, характерное для принятой системы разработки. Для этого значения определяется величина Vз2.
На основе этих расчетов устанавливается показатель неоднородности языкообразования:
(28.5)
Далее находят показатель полной неоднородности пласта V2 или многопластового объекта, эксплуатации по следующему соотношению:
V
(28.6)
Показатель полной неоднородности многопластового эксплуатационного объекта, естественно, гораздо выше аналогичной величины по тем же пластам, входящим в этот объект. Так, например, показатели полной неоднородности пластов БС10 и БС11 Холмогорского нефтяного месторождения (Западная Сибирь) составляют соответственно 0,409 и 0,388, в то время как по объединенному для совместной эксплуатации объекту БС10+БС11 - 0,651.
Как видно из изложенного, объем вычислительных работ по оценке неоднородности весьма трудоемкий, поэтому для расчета могут быть привлечены ЭВМ. Так, по приведенному алгоритму была составлена программа, реализованная на ЭВМ.
В результате расчетов, проведенных по продуктивным пластам Усть-Балыкского, Западно-Сургутского, Федоровского, Холмогорского, Правдинского, Суторминского, Аганского, Локосовского, Северо-Покурского и других месторождений, была установлена неоднородное и, как отдельно, так и совместно эксплуатируемых пластов. Так, но пластам БС1 и БС10 Федоровского месторождения показатели полной неоднородности соответственно равны 0,61 и 0,66, а по объекту БС1 + БС10 —0,68; для пластов БВ5 и БВ6 Локосовского месторождения значения этого показателя составляют 0,426 и 0,480, а для объекта БВ5+БВ6 — 0,463. Максимальной послойной неоднородностью характеризуется пласт БС10 Федоровского и Усть-Балыкского месторождений, наибольшей зональной неоднородностью — пласты БВ6 Локосовского, БС10 Западно-Сургутского месторождений.
Вычисленные таким образом значения показателей неоднородности продуктивных пластов используются для оценки текущих и накопленных отборов нефти по методике ТатНИПИнефть, СибНИИНП. Величина неоднородности принимается во внимание при расчете конечного коэффициента нефтеотдачи, который определяется следующим соотношением [25]:
Η
(28.7)
где Кохв — коэффициент охвата залежи нефти при данной сетке скважин, учитывающий прерывистость пластов; Квыт — коэффициент вытеснения нефти в микрообъеме пласта при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента; К3 — коэффициент использования (извлечения) подвижных запасов нефти, определяемый с учетом расчетного показателя полной неоднородности пластов V2 и предельной доли агента (А) в добываемой жидкости.
Тогда извлекаемые запасы нефти Qs(t)извл будут равны:
Q
(28.8)
где Q(t)б —балансовые запасы нефти.
В
(28.9)
Кз = Кз.н.+(Кз.н.-Кз.к.)А,
г
(28.10)
При увеличении расчетной неоднородности V2 залежей продуктивных пластов будут соответственно уменьшаться значения Кз.н. и Кз.к и, естественно, коэффициента К3, что, в свою очередь, приведет к понижению и конечного коэффициента нефтеотдачи η. Эти факты необходимо учитывать при технологических расчетах при составлении технологических схем и проектов разработки.
Например, при объединении нескольких продуктивных пластов совместной эксплуатации полная расчетная неоднородность V2 ластового эксплуатационного объекта будет гораздо выше соответствующих значений по отдельным пластам, что приведет к уменьшению величины К3 и соответствующему понижению коэффициента нефтеотдачи η. Отмеченные зависимости следует учить при расчетах текущих и накопленных отборов нефти при вариантах раздельной и совместной эксплуатации залежей продуктивных пластов.