6. Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков месторождения

6.1. Изучение характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр.

В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам.

К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них жидкостей и др.

К числу основных технологических факторов, влияющих на показатели заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся: параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, условия разработки смежных пластов, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах.

Обработка данных наблюдений за заводнением залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на разные даты разработки, в том числе и на дату анализа разработки. Зная положение ВНК, можно установить текущее положение контура нефтеносности и объем промытой части пласта.

В настоящее время в связи с развитием методов контроля за разработкой нефтяных месторождений значительно расширились представления о характере перемещения ВНК. Выделяются две основные формы перемещения ВНК: подъем ВНК по вертикали и послойное обводнение нефтяной залежи.

В результате совместного действия большого числа факторов ВНК в процессе перемещения по пласту движется неравномерно и принимает обычно очень сложную геометрическую форму. На многопластовом месторождении из-за различия литологического строения объекта по толщине формируется несколько самостоятельных фронтов вытеснения с различными скоростями движения.

Текущее положение ВНК можно установить следующими методами.

6.1.1. Метод электрометрических исследований скважин

Метод электрометрических исследований скважин при определенных природных геолого-физических условиях позволяет на любой стадии разработки нефтяных залежей с достаточной точностью определять положение ВНК и расчленять разрез пласта на нефтенасыщенные и водонасыщенные или заводненные интервалы по различию их электрических сопротивлений. По залежам, находящимся в поздней стадии разработки, первоочередной задачей электрометрических исследований является установление текущего положения ВНК и определение остаточной нефтенасыщенной h_ост и заводненной h_зав толщин пласта.

На практике применение метода на поздней стадии разработки нефтяных пластов ограничивается тем обстоятельством, что электрометрические исследования возможно проводить только во вновь пробуренных, необсаженных эксплуатационной колонной скважинах, и поэтому основная информация, получаемая с помощью метода электрометрии, поступает по соседним скважинам и главным образом в период разбуривания залежей эксплуатационными скважинами, т.е. характеризует в основном начальное состояние балансовых запасов нефти.

На поздней стадии разработки залежей бурение новых скважин обычно проводится в небольших количествах в оставшейся нефтенасыщенной зоне или часто не проводится вообще, и поэтому данные о текущем ВНК по электрометрии могут быть получены только в исключительных случаях.

В процессе разработки многих объектов возникают условия, резко снижающие эффективность электрометрических исследований для изучения текущего распределения запасов нефти. В частности, в условиях внутриконтурного заводнения при замещении вытесненной нефти пресной водой становится невозможным по электрометрии выделить остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщину пластов из-за слабой дифференциации их по электрическому сопротивлению.

В последние годы разработан способ проведения электрометрических исследований в обсаженных скважинах. В этом случае участок обсадной колонны против продуктивного объекта должен быть представлен стеклопластиковыми трубами.

6.1.2. Методы радиометрических исследований скважин

Методы радиометрических исследований, разработанные и внедренные в практику позднее методов электрометрии, по сравнению с последними обладают рядом преимуществ. Важнейшее из них заключается в том, что радиометрические исследования могут проводиться в обсаженных колонной скважинах и поэтому позволяют проводить многократные исследования нефтяных пластов, что очень важно для контроля подъема ВНК и характера выработки запасов нефти во времени. В промысловой практике нашли широкое применение следующие модификации радиометрических исследований скважин:

  1. нейтронно-гамма-метод (НГМ);
  2. нейтрон-нейтронный метод (ННМ);
  3. импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ) и
  4. импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ).

Физические основы радиометрических методов, методики проведения исследований и интерпретация получаемых результатов изложены в специальных работах, посвященных этому виду исследований.

При благоприятных геолого-физических условиях с помощью радиометрических методов определяется текущее положение ВНК и значения остаточной нефтенасыщенной h_ост и заводненной h_зав толщин пластов на различные даты.

Достаточно надежные результаты определений получаются при вытеснении нефти водой высокой минерализации и исследовании пластов, не вскрытых перфорацией.

В пластах, вскрытых перфорацией, и в случае вытеснения нефти пресной водой эффективность радиометрических исследований также снижается, и это обстоятельство ограничивает применение метода. Однако при закачке в пласт порции флюидов, отличающихся по минерализации от пластовых, или закачке меченых жидкостей можно с успехом прослеживать процесс их проникновения и распространения по пласту. Для этих же условий целесообразно применение диэлектрического каротажа, который позволяет выделить участки пластов, заводняемые пресной водой.

В практике методы радиометрии широко применяются в основном на многопластовых месторождениях для контроля за подъемом ВНК по верхним объектам, где имеются сетки неперфорированных скважин, пробуренных на нижележащие горизонты.

Для оценки текущей нефтенасыщенности и положения ВНК в гораздо меньшем объеме используется углерод-кислородный и широко-полосной акустический методы.

6.1.3. Косвенные методы определения текущего положения водонефтяного контакта

При отсутствии геофизических данных о перемещении ВНК в процессе разработки или малом количестве геофизических исследований приходится использовать косвенные методы исследования перемещения ВНК, основанные на данных по обводнению эксплуатационных скважин.

Рекомендуется применять следующие косвенные методы контроля за перемещением ВНК в процессе разработки.

а) Метод определения начала обводнения эксплуатационной скважины

В момент начала обводнения эксплуатационной скважины положение ВНК принимается на абсолютной отметке нижней дыры фильтра. Здесь обязательным условием является обводнение пласта с подошвы и постепенный подъем ВНК, а также отсутствие процесса конусообразования.

б) Метод определения текущего положения ВНК по степени обводненности скважин

Обводненную толщину пласта рекомендуется определять по следующей формуле:

h_зав = {f_в H}/{K_в mu_0 (1 - f_в) + f_в} (6.1)
где:

  • h_зав - заводненная часть эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, м;
  • H - эффективная толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;
  • mu_0 = {mu_н}/{mu_в} - соотношение вязкостей нефти и воды;
  • f_в - доля воды в добыче жидкости в пластовых условиях;
  • K_в- фазовая проницаемость для воды в заводненной (промытой) части пласта.

Величину фазовой проницаемости для воды в промытой зоне пласта необходимо определять для каждой залежи нефти по мере вытеснения нефти водой из кернов. В том случае, когда таких исследований не проводится, Кв следует принимать с учетом следующих соображений. По данным исследований, проведенных для условий различных пластов, Кв изменяется от 0,1 до 0,6. Опыт определения величины обводненной части залежей с терригенными и карбонатными пластами показал, что Кв можно принимать равным 0,6. Такое значение Кв было получено по данным исследований Д. А. Эфроса (ВНИИ).

Отметка текущего положения ВНК:

T_ВНК = T_НГ + h_зав (6.2)
где:

  • T_ВНК - абсолютная отметка текущего положения ВНК;
  • T_НГ - абсолютная отметка нижней дыры фильтра.

Следует отметить, что при этом также обязательным условием является обводнение нефтяного пласта с подошвы. Таким образом, для многопластовых месторождений с четко изолированными пластами, эксплуатируемыми одним фильтром, косвенные методы не применимы. Если по залежи имеется хотя бы небольшое количество геофизических исследований по контролю за перемещением ВНК в процессе разработки, необходимо сравнить данные геофизики и расчетные данные по предложенным косвенным методам контроля. Рассматриваемые косвенные методы дают, как правило завышенную обводненную толщину пласта, поэтому, если есть возможность, в расчетные данные желательно вносить поправки, находимые из сравнения геофизических и расчетных данных.

Косвенные методы определения текущего положения ВНК используются для построения кривой идеального подъема ВНК (а) или карты поверхности ВНК (б). Оба метода служат основой для построения карты остаточной нефтенасыщенной толщины на дату анализа разработки.

Для обработки всех данных о перемещении ВНК в процессе разработки и для сведения всех данных к одному моменту времени во многих случаях целесообразно построение кривой идеального вытеснения или, иначе, кривой идеального подъема ВНК.

Если предположить, что ВНК нефтяной залежи будет подниматься идеально равномерно, с одинаковой скоростью во всех точках поверхности ВНК, то методом материального баланса легко получить зависимость между абсолютной отметкой, на которой будет находиться ВНК, и суммарным отбором нефти из залежи.

Построение кривой идеального вытеснения производится следующим образом. Планиметром на структурной карте по кровле пласта замеряется площадь, охваченная той или иной изогипсой в пределах внешнего контура нефтеносности. Замеренные площади умножаются на величину интервала, через который проведены изогипсы на структурной карте. Если нефтяная залежь пластовая, то аналогично замеры и расчеты проводятся и по структурной карте, построенной по подошве пласта. Затем из объемов, определенных по структурной карте по кровле пласта вычитаются соответствующие объемы, определенные по структурной карте по подошве пласта.

В результате нефтяная залежь оказывается рассеченной серией условных плоскостей, проведенных параллельно начальному водонефтяному контакту, и затем находится объем каждого участка пласта, заключенный между секущими плоскостями. Самая нижняя секущая плоскость совпадает с начальным положением ВНК, а самая верхняя проходит через наивысшую точку кровли пласта. Сумма всех объемов равна общему объему нефтяной залежи, включая объемы как эффективной части, так и непроницаемой части пластов, короче говоря, объему породы. Задавая извлекаемые запасы нефти по нефтяной залежи по общему объему залежи, можно найти количество извлекаемой нефти, приходящейся на 1 м3 породы.

К_1 = {N beta}/{V_общ} (6.3)
где:

  • К_1 - количество извлекаемых запасов нефти, приходящихся на 1 м3 породы, т/м3;
  • N - балансовые запасы нефти, т;
  • beta - коэффициент нефтеотдачи;
  • V_общ - общий объем залежи, м3;

Умножая каждый из объемов на количество нефти, приходящейся на 1 м3 породы, получим количество нефти, заключенное на различных абсолютных отметках в залежи. После этих расчетов должна быть построена зависимость между абсолютной отметкой ВНК и суммарным отбором нефти из залежи. Вид этой зависимости существенно зависит от величины конечной нефтеотдачи, достигаемой в промытой зоне пласта: чем выше достигаемая нефтеотдача, тем более высокой суммарной добыче нефти соответствует одна и та же отметка текущего положения ВНК. На оси ординат откладывается не только накопленная добыча, но и соответствующее время разработки залежи.

Затем на диаграмму наносятся все имеющиеся данные о подъеме ВНК в процессе разработки, полученные как по геофизическим, так и по косвенным данным.

Так как часто наблюдается большой разброс точек из-за неравномерности подъема ВНК и непосредственное определение кривой регрессии затруднительно, целесообразно разбить все данные по времени получения на ряд групп и определить групповые средние, и уже по групповым средним проводить соответствующую кривую. Затем, варьируя коэффициентом нефтеотдачи в формуле (6.3), необходимо получить такую кривую идеального подъема ВНК, которая наиболее близко подходит к кривой, полученной по фактическим данным о подъеме ВНК; значение нефтеотдачи при этом и будет соответствовать фактически полученной на залежи.

Указанная диаграмма удобна также для сравнения данных, полученных различными методами, и для приведения данных о текущем положении ВНК в какой-либо выбранной дате. Это делается путем смещения фактически полученных отметок ВНК параллельно кривой идеального подъема ВНК к выбранной дате.

После обработки полученных данных строится карта остаточной нефтенасыщенной толщины на выбранную дату и производится подсчет остаточных балансовых запасов нефти.

Наряду с построением зависимости отметки ВНК от накопленной добычи нефти, можно строить графическую зависимость динамики отметок ВНК и динамики нефтеотдачи во времени разработки. На оси ординат наносятся среднеарифметические за год величины отметок ВНК, определенные всеми методами, на оси абсцисс откладываются годы. Здесь же за это же время приводится динамика нефтеотдачи. Сопоставление динамики ВНК и нефтеотдачи по залежи, а также с другими залежами позволяет выявить особенности продвижения ВНК и оценить скорость подъема его на различные отрезки времени. Если динамика ВНК близка к динамике нефтеотдачи, можно считать, что подъем ВНК происходит более или менее равномерно. Если же темпы подъема ВНК существенно отличаются от темпов роста нефтеотдачи (ниже темпов роста нефтеотдачи), можно говорить о неравномерном подъеме ВНК, опережающей выработке запасов нефти из подошвенной части продуктивного разреза.

Другой косвенный метод (б) основан на использовании карты распределения скорости подъема ВНК по площади. Эта карта представляет собой совмещение двух вспомогательных карт: карты изохрон обводнения (линий равного времени появления воды в скважинах) и карты отметок ВНК. Точки пересечения изохрон с линиями отметок ВНК на ту же дату принимаются за точки поверхности ВНК на эту дату. Пользуясь этими вспомогательными картами, можно составить карты поверхности ВНК на различные даты исследования.

Для определения положения контуров нефтеносности на дату анализа разработки строят многочисленные продольные и поперечные геологические профили, на которых проводят линии водонефтяных контактов, снятые с карты поверхности ВНК на ту же дату. Затем точки пересечения линии ВНК с кровлей и подошвой пласта переносят на структурные карты по кровле и подошве и соединяют точки линиями внешнего и внутреннего контуров.

Имея карту поверхности ВНК на дату анализа или кривую идеального подъема ВНК и карту начальной нефтенасыщенной толщины продуктивного объекта, нетрудно определить остаточную нефтенасыщенную толщину по скважинам и построить на дату анализа карту остаточных нефтенасыщенных толщин. Также, используя те же материалы, можно определить толщины выработанной части пласта и построить аналогичную карту, которую затем использовать для определения объемов промытых частей продуктивного объекта. Наибольший интерес представляет карта остаточных нефтенасыщенных толщин, по которой путем ее интегрирования можно определить остаточные запасы нефти.

6.1.4. Метод прослеживания обводненных интервалов

Метод заключается в определении поглощающих и ранее поглощавших прослоев в нагнетательных скважинах по профилям приемистости и прослеживании их от скважины к скважине. При этом особое внимание обращается на наличие интервалов замещения коллекторов и интервалов с ухудшенными коллекторскими свойствами, которые оказывают экранирующее влияние на продвижение жидкости. В каждой скважине устанавливаются две группы прослоев:

  1. которые могут быть обводнены за счет продвижения по напластованию пород от ближайших нагнетательных скважин;
  2. обводнение которых возможно в результате перетоков между отдельными прослоями или подхода воды от удаленных нагнетательных скважин.

После установления вероятного порядка обводнения отдельных прослоев в каждой скважине, используются имеющиеся эксплуатационные данные (текущие дебиты нефти и процент воды, их изменение во времени), результаты поинтервального опробования, профили притока жидкости, по которым делается предварительное заключение об обводнении прослоев. Далее по отношениям текущего дебита нефти к начальному и текущей нефтенасыщенной толщины к начальной проверяется соответствие выделенной нефтенасыщенной толщины текущему дебиту нефти. При этом качественно учитываются коллекторские свойства заводненной и оставшейся нефтеносной части пласта и обращается внимание на величину отбора жидкости из скважины. При низких отборах жидкости, не соответствующих потенциальным возможностям пласта, эксплуатационные данные не показательны, так как скважина может давать высокообводненную продукцию, хотя значительная часть пласта остается нефтеносной.

Сделанное по скважине заключение проверяется при дальнейшем прослеживании по данным следующих скважин, особенно если по ним имеются непосредственные данные о заводнении пластов.

На участках, где происходит подъем ВНК, необходимо учитывать и вертикальное перемещение воды, для чего можно использовать график зависимости между обводненностью скважины и расстоянием ВНК от нижних отверстий перфорации.

Таким образом, метод позволяет определить заводненную толщину продуктивного объекта в каждой скважине, и, следовательно, картину заводнения залежи в целом, и облегчает в дальнейшем построение карт влияния закачки.

Установленные перечисленными выше способами текущие положения ВНК по скважинам позволяют определить остаточную нефтенасыщенную толщину на дату анализа разработки и построить карту остаточных нефтенасыщенных толщин. Остаточные балансовые запасы нефти определяются путем планиметрирования этой карты, а систематически проводимые исследования такого рода дают представление о выработке запасов во времени.

Карты влияния закачки (рисунок Г.6), построенные по отдельным пластам, дают представление о структуре остаточных запасов, под которой понимается их распределение по продуктивным пластам и участкам залежи, имеющим различные геологические характеристики и степени изученности и условия их разработки.

6.1.5. Метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью характеристик вытеснения

Метод основан на использовании характеристик вытеснения, построенных для добывающих скважин. По каждой скважине, находящейся в эксплуатации, а также по скважинам, эксплуатация которых прекращена в течение последних 5 лет, используя фактические данные по добыче нефти, воды и жидкости строятся характеристики вытеснения различного типа (по Камбарову, Назарову-Сипачеву, Сазонову и т.д.). Необходимо использовать не менее 4 типов характеристик вытеснения. Затем, используя полученные характеристики вытеснения, выполняется расчет добычи нефти и воды при продолжении эксплуатации скважин. Расчет продолжается до некоторого предела эксплуатации скважины - это либо достижение скважиной некоторой предельной обводненности, либо достижение скважиной некоторого минимального дебита по нефти. При достижении скважиной этих пределов расчет прекращается, а накопленная добыча нефти к этому моменту, начиная с даты, на которую выполняется анализ разработки нефтяной залежи, представляет собой остаточные запасы нефти в зоне дренирования скважины. Так как расчет осуществляется по нескольким типам характеристик вытеснения, то для использования принималось среднее значение по всем использованным характеристикам вытеснения. Если по одной из характеристик вытеснения рассчитанные остаточные запасы резко отличаются от запасов по другим характеристикам, то эти данные исключаются из расчета средних значений. По тем скважинам, которые на момент анализа разработки уже достигли предельной обводненности или предельного дебита, фиксируются нулевые остаточные запасы нефти. Аналогично, нулевые остаточные запасы нефти фиксируются по нагнетательным скважинам пласта.

По этим данным строятся карты остаточных запасов нефти по пласту. Эти карты следует использовать при построении карт остаточных нефтенасыщенных толщин.

6.2. Определение степени воздействия и охвата пластов нагнетанием

О состоянии выработки запасов нефти можно судить по динамике темпа отбора, текущего коэффициента нефтеотдачи и охвату воздействием на залежь нагнетания воды. Под темпом отбора понимается отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым или балансовым запасам нефти, выраженное в процентах.

Текущий коэффициент нефтеотдачи определяется отношением накопленного количества добытой нефти к балансовым запасам на определенную дату.

Темп отбора нефти и текущая нефтеотдача анализируются в динамике по годам разработки и на дату анализа. Эти показатели определяются для залежи в целом и для отдельных площадей, блоков, участков и пластов разработки в зависимости от их начальных балансовых запасов. Данные приводятся в таблицах Д.12, Д.13, Д.14 и Д.15, в тексте указываются участки и пласты интенсивной и отстающей разработки с пояснением причин аномальности выработки запасов нефти из них.

Выработка запасов нефти характеризуется также темпом отбора и текущей нефтеотдачей от начальных извлекаемых запасов нефти. Балансовые запасы нефти используются чаще всего при стремлении исключить ошибки в определении коэффициента конечной нефтеотдачи и, следовательно, извлекаемых запасов нефти, а также при сопоставительном анализе разработки с другими месторождениями.

О степени воздействия на залежь можно судить по изменению дебитов и условиям эксплуатации скважин на данном участке. В работе скважин со стабильным или растущим пластовым давлением воздействие на залежь достаточно эффективно. На участках, где пластовое давление снижается, воздействие на пласт неэффективно или вообще отсутствует.

Для качественной оценки воздействия на залежь в период освоения системы нагнетания на отдельных эксплуатационных объектах могут быть построены карты влияния закачки (рисунок Г.6). Построение таких карт, а также количество зон влияния закачки на них и их выбор диктуются задачами разработки залежи.

По своей физической сущности карты влияния закачки близки к картам изобар. В то же время показатель охвата пластов влиянием закачки характеризует условия выработки запасов нефти на конкретном участке и в определенный промежуток времени может меняться в зависимости от осуществления мероприятий.

Карты влияния закачки строятся на базе карт распространения коллекторов. В первую очередь на карту наносятся данные о текущей закачке воды в каждую нагнетательную скважину. Закачка наносится в виде круговой диаграммы и по существу эта часть работы дублирует построение карт текущего состояния разработки.

После этого устанавливаются зоны (скважины), имеющие гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. По степени связи с нагнетательными скважинами, могут быть выделены три или более групп коллекторов:

  • Группа I - коллекторы, выходящие на линии нагнетания, т.е. имеющие прямую гидродинамическую связь зоны эксплуатации с нагнетательными скважинами. При закачке хорошо передается воздействие, и его увеличение может быть достигнуто увеличением объема закачиваемой воды на тех же линиях нагнетания;
  • Группа II - коллекторы, вскрытые только добывающими скважинами и не имеющие прямой гидродинамической связи с линиями нагнетания. В этом случае нельзя осуществить воздействие на пласт через имеющиеся линии разрезания и требуется либо бурение новых нагнетательных скважин, либо перевод под закачку пробуренных в этой зоне добывающих скважин;
  • Группа III - коллекторы, вскрытые только нагнетательными скважинами и не имеющие связи с зоной отбора. Для выработки их запасов требуется бурение добывающих скважин, так как такие зоны по существу представляют тупики.

Для более обоснованного выделения зон пласта с разной степенью влияния закачки на карту распространения коллекторов наносятся данные о пластовом или забойном давлении, дебетах скважин, способе эксплуатации и другие вспомогательные материалы, причем важны не абсолютные значения, а, главным образом, в какую сторону (увеличение или уменьшение) произошли их изменения. Только комплекс всех материалов позволяет выделить с достаточным основанием различные зоны влияния закачки. Границы между зонами проводятся с учетом геологического строения залежи и, в частности, распространения коллекторов различной продуктивности.

Значительно сложнее определить охват воздействием закачки продуктивных горизонтов, расчлененных на отдельные изолированные прослои, и объектов разработки, в которые объединено несколько пластов. Как правило, при многопластовых и расчлененных объектах в силу различия коллекторских свойств разных прослоев и по другим причинам только часть продуктивной толщины оказывается подвержена воздействию закачки, причем степень этого воздействия по каждому из прослоев может сильно отличаться от других.

В таких условиях по замеренному в скважине пластовому давлению или по ее дебиту (приемистости) в большинстве случаев нельзя судить о работе отдельных пластов и прослоев, так как здесь обычно фиксируется давление пласта или прослоя, в котором оно наиболее высокое, а дебит слагается из дебитов нескольких работающих пластов. В подобных случаях продуктивный горизонт (объект разработки) следует рассматривать в трехмерном измерении, уделяя вертикальной составляющей (по разрезу) не меньше внимания, чем горизонтальным (по площади).

Для этой цели следует использовать материалы исследований, проводимых методом радиоактивных изотопов, глубинными дебитомерами и расходомерами. При этом следует иметь в виду, что метод радиоактивных изотопов позволяет главным образом проследить движение закачиваемой воды по прослоям, но не дает их приемистости, а дебитометрия и расходометрия предоставляют более или менее достоверную информацию при надежном разобщении проницаемых пластов и прослоев друг от друга за колонной. Так как данные дебитометрии и расходометрии в основном дают распределение общего дебита или приемистости между перфорированными пластами или прослоями, для определения охвата пластов воздействием нагнетания эти данные нужно использовать в комплексе с другими методами - радиометрией, термометрией, фотоколориметрией нефтей и др. Рекомендуется при работе с материалами замеров дебитомерами-расходомерами пользоваться не профилями приемистости и притока, а картограммами.

В связи с большим разнообразием геолого-физических условий и применяемых систем разработки не может быть универсальных методических рекомендаций по обобщению и анализу геолого-промысловой информации для оценки охвата залежи воздействием. В каждом конкретном случае может потребоваться свой методический подход, Ниже излагаются некоторые методические приемы общего плана для выполнения этой работы.

В зависимости от степени разобщенности пластов и прослоев, а также имеющейся информации об их работе, принимается решение о количестве и границах выделяемых для анализа пластов и в соответствии с указаниями раздела 4.1 строятся (используются ранее построенные) карты распространения коллекторов. Затем обобщаются все имеющиеся данные о работе пластов и скважин. При этом часто бывает полезным разделить имеющиеся данные по степени их достоверности на несколько групп. К первой группе следует отнести самую достоверную информацию по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. Ко второй группе отнести скважины, в которых перфорировано два-три и большее число прослоев, но работает только один пласт. Наименьшей достоверностью обладает третья группа, куда относятся скважины, в которых работает одновременно два и большее число пластов. Здесь в начале надо определить какие из перфорированных пластов работают, какие нет, а потом распределить суммарный дебит (приемистость) между ними, используя как прямые методы (дебитометрия, расходометрия), так и косвенные (всесторонние исследования скважин, аналогия в свойствах участков, баланс отбора и закачки т.д. - см. раздел 5.2.2).

Методика построения карт влияния закачки для пластов многопластового месторождения та же, что и для однопластового. Необходимо иметь в виду, что если на каком-либо участке однопластовой залежи нет влияния закачки, то при механизированной добыче его запасы все же разрабатываются на режиме истощения, а на многопластовом объекте обычно запасы такого участка не разрабатываются.

Практически, при построении карт влияния закачки в пределах трех ранее выделенных групп выделялись три степени воздействия. В первой группе (прямая связь зон закачки и отбора) выделялись зоны фонтанной добычи, механизированной добычи и отсутствия воздействия. Во второй группе (прямая связь между зонами закачки и отбора отсутствует) выделены зоны влияния через слияние смежных пластов и зона отсутствия связи с нагнетанием. В третьей группе - зона вскрытия только нагнетательными скважинами и зона отсутствия влияния на малопродуктивные коллекторы. Все указанные зоны внесены в таблицу Д.14.

Выделение различных зон, подверженных неодинаковому влиянию нагнетания, позволяет дифференцировать запасы залежи и определить запасы, активно участвующие в разработке, и не охваченные разработкой при существующей системе и подлежащие разбуриванию, то есть определить структуру запасов нефти на дату анализа разработки.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата воздействием продуктивных пластов, ликвидации зон и участков пластов, на которые не распространяется или слабо распространяется влияние нагнетания.

6.3. Анализ динамики текущих коэффициентов охвата, вытеснения и нефтеотдачи в обводненной зоне пласта

Одной из важнейших задач, возникающих при анализе разработки нефтяных месторождений в поздней стадии, является выявление характера распределения оставшихся балансовых запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Это необходимо, в первую очередь, для правильной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти при обычных методах разработки и известных способах интенсификации добычи нефти.

Знание характера распределения остаточных балансовых запасов нефти особенно важно для эффективного применения так называемых третичных методов повышения нефтеотдачи пластов (физико-химические, газовые, тепловые, механические методы - ГРП, ГС).

Определение остаточных запасов нефти N_ост, находящихся на дату анализа в нефтенасыщенном объеме V_ост, можно производить по следующим формулам.

Сумма объемов залежи V_ост и V_зав равна начальному нефтесодержащему объему залежи V:

V = V_ост + V_зав (6.6)

Баланс запасов нефти (приближенно) можно записать

N = N_ост + N_зав + Q (6.7)
где:

  • N - начальные балансовые запасы нефти в залежи;
  • N_ост - начальные балансовые запасы нефти в объеме V_ост;
  • N_зав - остаточные балансовые запасы нефти в объеме V_зав;
  • Q - накопленная добыча нефти из объема Vзав.

Объем V_ост можно представить состоящим из двух частей:

V_ост = V_{ост.пр} + V_{ост.непр} (6.8)
где:

  • V_{ост.пр} - объем прерывистой части первоначально нефтенасыщенного объема пласта;
  • V_{ост.непр} - объем непрерывной части с «подвижной» (подверженной заводнению) нефтью.

Следовательно и N_ост можно представить как сумму

N_ост = N_{ост.пр} + N_{ост.непр} (6.9)

Объем прерывистой части пласта V_{ост.пр} зависит как от геологического строения (наличия линз и полулинз, тупиковых зон, слоистости, разломов, выклиниваний и др.), так и от системы воздействия на пласт и расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. Этот объем для разбуренных залежей определяется по зональным картам нефтенасыщенных толщин или путем вычисления невырабатываемых объемов по профилям. Если нет других данных, то обычно принимается, что объем прерывистой части пласта, а также балансовые запасы в этом объеме, не изменяется в процессе разработки, т.к. на этот объем нет воздействия и из него не извлекается нефть, т.e. V_{ост.пр} = V_{нач.пр}, где: V_{нач.пр} - начальный объем прерывистой части пласта.

Для неразбуренных залежей на начальной стадии проектирования V_{нач.пр} определяется по аналогии с подобными залежами или в соответствии с рекомендациями, содержащимися в руководствах по проектированию разработки.

Основным методом определения остаточных запасов нефти является объемный метод. Однако на поздней стадии разработки условия для его применения сильно усложняются по сравнению с начальными условиями из-за сложной конфигурации текущей границы между V_ост и V_зав, то есть сложность заключается в определении текущего положения фронта заводнения (текущего ВНК) и текущих контуров нефтеносности.

Как известно, при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи рассматривается как произведение трех коэффициентов

К_н = К_выт · К_охв = К_выт · К_оз · К_ов (6.10)
где:

  • К_выт - коэффициент вытеснения;
  • К_охв - коэффициент охвата;
  • К_оз - коэффициент охвата заводнением;
  • К_ов - коэффициент охвата вытеснением.

Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной, многократной промывки образца породы, к начальному нефтенасыщенному объему. Этот коэффициент устанавливается по результатам лабораторных исследований на образцах породы и по своей физической сущности характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке из непрерывной части пласта.

K_выт = {V_0 m (1 - rho_св rho_он)}/{V_0 m (1 - rho_св)} = {rho_нач - rho_он}/{rho_нач} (6.11)
где:

  • V_0 - объем образца породы;
  • m - пористость;
  • rho_св, rho_он - насыщенность связанной водой и остаточной нефтью соответственно;
  • rho_нач - начальная нефтенасыщенность.

Коэффициент охвата заводнением К_оз (часто называется коэффициент заводнения) - это отношение объема промытой части пласта – V_пром к объему пласта занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта – V_{ост.непр}. Этот коэффициент зависит в основном от проницаемостной неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, степени обводненности продукции добывающих скважин при их отключении. Способы определения коэффициента охвата заводнением см. ниже.

Коэффициент охвата вытеснением К_ов - (коэффициент потерь нефти из-за прерывистости пласта) определяется как отношение объема (запасов), охваченного воздействием, ко всему (начальному) объему (запасам) пласта (залежи).

K_ов = {V_охв}/{V} = 1 - {V_{ост.пр}}/{V} (6.12)

Так как одной из частей проектного документа на разработку нефтяного и газонефтяного месторождения [2] является обоснование конечной нефтеотдачи пластов, задачей анализа разработки является проверка правильности выбранных коэффициентов, входящих в формулу нефтеотдачи, а именно коэффициентов вытеснения нефти водой, нефти газом, газа нефтью, газа водой, коэффициентов охвата вытеснением и заводнением. Уточнение физико-гидродинамических характеристик вытеснения, определенных в лабораторных условиях, дано в разделе 4.5. Ниже описывается способ определения текущих коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи.

Первый способ. На поздней стадии разработки нефтяных залежей большое значение имеет определение участков, уже промытых водой, и зон, занятых по-прежнему нефтью, а также оценка уменьшения эффективных нефтенасыщенных толщин на нефтенасыщенных участках в результате перемещения ВНК в процессе разработки. Для этого используется карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин, построенная на дату анализа разработки, по которой определяют остаточные запасы нефти.

Нефтеотдача в обводненной части пласта определяется по следующей формуле

eta = {Q_н}/{N_{нач.зав}} (6.13)
где:

  • Q_н - суммарная с начала разработки добыча нефти из заводненной части залежи;
  • N_{нач.зав} - начальные балансовые запасы в заводненном объеме.

Под обводненной частью пласта понимается объем (запасы нефти), заключенный между начальным и текущим положением ВНК.

Если карты остаточных нефтенасыщенных толщин строить на различные даты разработки нефтяной залежи с интервалом, например, в два-три года, то можно определить серию значений достигнутой нефтеотдачи в обводненной части пласта и получить динамику этого показателя в процессе разработки нефтяной залежи. Полученные описанным способом кривые хорошо характеризуют эффективность выработки продуктивных пластов.

Второй способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта связан с процессом внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении в период безводной добычи нефти вся закачиваемая вода идет на вытеснение нефти, то есть каждый кубометр закачиваемой воды вытесняет ровно столько же нефти из пласта. После прорыва воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым пропласткам часть закачиваемой воды проходит по промытым пропласткам.

Если из общего количества закачанной воды вычесть объем воды, добытой попутно с нефтью из добывающих скважин, расположенных в зоне обводнения, то есть вблизи внутриконтурных скважин, получим количество воды, которое совершило полезную работу, вытеснив равное по объему количество нефти

Q_{зак.эф} = Q_зак - Q_в (6.14)

По данным о времени появления пресной воды в ближайших к нагнетательным добывающих скважинах можно приблизительно определить границу фронта обводнения.

Как уже отмечалось, при внутриконтурном заводнении обычно наблюдается весьма компактный фронт вытеснения, который при первом приближении можно считать вертикальным. Если наблюдается значительная «размазанность» фронта вытеснения, то желательно определить по добывающим скважинам, работающим с водой, остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины аналогично предыдущему методу.

После этого строится карта эффективных толщин обводненной зоны пласта. В зоне полного обводнения скважин эффективные толщины обводненной зоны равны начальным эффективным нефтенасыщенным толщинам. В зоне, ограниченной фронтом обводнения и линией полного обводнения скважин, строятся линии равных текущих эффективных толщин.

Замерив объем обводненной части пласта, можно определить балансовые запасы нефти в обводненной зоне, которые закачиваемая вода промыла и вытеснила в добывающие скважины.

Зная обводненный объем пласта и количество вытесненной из пласта нефти, равное объему эффективной закачки, можно определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта

eta_о = {Q_{зак.эф}}/{N_зав} (6.15)
где:

  • Q_{зак.эф} - объем эффективной закачки;
  • N_зав - балансовые запасы нефти в обводненной части пласта.

При использовании этого метода целесообразно строить карты эффективных толщин обводненной части пласта в процессе разработки.

Третий способ фактически является вариантом первого способа определения эффективности выработки продуктивного пласта. Здесь как и во втором способе, строится карта эффективных толщин обводненной части пласта, но для расчета достигнутой нефтеотдачи и обводненной части пласта используется количество добытой из пласта нефти

eta_о = {Q_н}/{N_зав} (6.16)
где:

  • Q_н - суммарная добыча нефти из пласта;
  • N_зав - балансовые запасы в обводненной части пласта.

Здесь желательно получить динамику значений коэффициента нефтеотдачи в обводненной части пласта. Если остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины пласта по тем или иным причинам определить не удается, то целесообразно определять нефтеотдачу в обводненной зоне пласта, то есть балансовые запасы в зоне между начальным положением ВНК и условной границей между обводненными и безводными скважинами. В остальном метод определения достигнутой нефтеотдачи остается без изменения.

Имеется и четвертый способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта, исходящий из средней отметки текущего положения ВНК. На основе всех имеющихся данных определяется среднеарифметическое значение абсолютной отметки текущего ВНК на дату анализа. На предварительно построенный график распределения начальных балансовых запасов по высоте залежи (рисунок Г.7) наносится отметка среднего значения текущего ВНК и находятся соответствующие ей заводненные запасы нефти. Способ может быть использован для залежей, обводненных подошвенной водой.

6.4. Анализ эффективности разработки нефтяной залежи методом сравнения характеристик вытеснения

Характеристика вытеснения, построенная в целом по залежи, служит хорошей иллюстрацией эффективности разработки нефтяной залежи, она не только показывает величину достигнутой нефтеотдачи пласта в любой момент времени, но и показывает за счет какого расхода рабочего агента (воды) на вытеснение получена та или иная нефтеотдача пласта.

В настоящее время в Урало-Поволжье и в Западной Сибири имеется большое количество нефтяных залежей, находящихся в поздней или даже завершающей стадии разработки, по которым могут быть построены соответствующие характеристики вытеснения. Из этих нефтяных залежей должны быть выбраны залежи-аналоги, и проведено сравнение характеристик вытеснения залежи-аналога и анализируемого месторождения с целью определения какая из сравниваемых, залежей разрабатывается более эффективно, и попытаться выяснить причины этого.

При подборе нефтяной залежи-аналога следует руководствоваться близостью следующих параметров залежей нефти, которые в значительной степени определяют ход характеристики вытеснения:

  • соотношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях;
  • проницаемости пласта;
  • коэффициента песчанистости;
  • начальной нефтенасыщенности пласта;
  • доля запасов нефти, расположенных в водонефтяной зоне.

Если построить характеристику вытеснения анализируемой залежи в полулогарифмических координатах в достаточно большом масштабе, то большая часть характеристики вытеснения становится линейной, и в большинстве случаев на ней фиксируются изломы в сторону уменьшения или, наоборот, увеличения расхода воды на процесс вытеснения. Необходимо выяснить причины, которые приводят к наблюдаемым изломам, установив какие изменения в системе разработки залежи, или какие геолого-технические мероприятия проводились на месторождении. Характер (направление) изломов укажет, привели ли эти мероприятия к повышению эффективности разработки нефтяной залежи или, наоборот, к снижению ее эффективности.

...Назад. Раздел 5 | Содержание | Раздел 7. Далее...

 
рд/153-39.0-110-01/раздел_6.txt · Последние изменения: 2011/01/30 21:57 (внешнее изменение)