научная статья по теме АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПЛАСТА В 1 ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ Геофизика

Текст научной статьи на тему «АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПЛАСТА В 1 ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.031.011.433:550.822.3(470.5)

© Б.Ф. Борисов, О.Ю. Лепешкина, А.М. Кузнецов, 2015

Анализ результатов исследования коэффициента вытеснения высоковязкой нефти водой из пласта В1 турнейского яруса на месторождениях Оамарской области

Б.Ф. Борисов, к.т.н., О.Ю. Лепешкина

(ОАО «Гипровостокнефть»), А.М. Кузнецов, д.т.н. (ОАО «НК «Роснефь»)

Адрес для связи: olga.lepesh@yandex.ru

Ключевые слова: остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения, вязкость нефти, проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность.

Researching the waterflooding of high-viscosity oil reservoir B1 of the Turnaisian stage in Samara Region

B.F. Borisov, O.Yu. Lepeshkina

(Giprovostokneft OJSC, RF, Samara),

A.M. Kuznetsov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

E-mail: olga.lepesh@yandex.ru

Key words: residual oil saturation, recovery factor, oil viscosity, permeability, porosity, initial oil saturation.

The paper covers existing laboratory input data on recovery factor and residual oil saturation for reservoir B1 of northern oil fields in Samara region and ratio given in oil and gas in-place estimation and project documentation for justification of this data. Specified generalized permeability - mobility correlation ratio of described recovery factor is given.

В последние годы отмечается устойчивый рост добычи нефти на месторождениях Самарской области. Это обеспечивается как внедрением современных технологий и технологических приемов на эксплуатируемых объектах, так и вовлечением в разработку новых небольших месторождений, в том числе с высоковязкой нефтью. При освоении таких месторождений из-за недостаточного объема геолого-промысловой информации уже на этапе проектирования разработки возникают трудности, в частности, с определением коэффициента вытеснения нефти водой. Причиной является как отсутствие представительного кернового материала, так и сложность проведения экспериментальных исследований. В результате проектировщики вынуждены использовать корреляционные зависимости, полученные для условий других месторождений. При построении таких зависимостей важно провести обоснованную выборку данных. Использование всего массива данных иногда приводит к построению некорректных кривых с низкими коэффициентами корреляции. В связи с этим требуется квалифицированная отбраковка результатов, полученных в разных организациях и при различных условиях. В работе Б.Ф. Борисова с соавторами1 представлены уточненные корреляционные зависимости для условий пластов А4 башкирского яруса. В данной статье приведены результаты анализа и обобщения данных для пород-коллекторов В1 тур-нейского яруса.

Большинство турнейских залежей с высоковязкими нефтями на территории Самарской области находится

в границах Мелекесской впадины и частично выявлены в пределах Сокской седловины и Южно-Татарского свода. Пласт В1 в основном сложен известняками, в различной степени доломитизированными, а также доломитами. Известняки неравномерно пористые, пятнисто нефтенасыщенные, часто трещиноватые, прослоями кавернозные. Их структура органогенно-обло-мочная, комковатая, водорослевая, кристаллическая с реликтами органогенной структуры. Доломиты мелкокристаллические, вторичные, пористо-кавернозные, сульфатизированные.

На рис. 1 сопоставлены значения пористости Кп и проницаемости ^ по данным анализа 1896 образцов пласта В1 15 месторождений. Значительный разброс точек связан с присутствием в отложениях турнейского яруса пор, трещин и каверн. Согласно данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых РФ параметры пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей пласта В1 на месторождениях высоковязких нефтей на территории Самарской области различаются довольно значительно. Так, диапазон изменения средней пористости составляет 8,2 - 16 %, средней проницаемости -0,002 - 0,304 мкм2, коэффициента начальной нефтена-сыщенности Кнн - 0,57 - 0,96, вязкости пластовой нефти цн - 32,3 - 1226,4 мПа-с.

Исследованием коэффициента вытеснения Квыт высоковязкой нефти водой и коэффициента остаточной нефтена-сыщенности Кон, в том числе по пласту В1, начали заниматься только в последние годы, когда запасы таких неф-

1Борисов Б.Ф., Лепешкина О.Ю., Кузнецов А.М. Обобщение данных о коэффициенте вытеснения высоковязкой нефти водой из пла-

ста А4 башкирского яруса месторождений Самарской и Ульяновской областей//Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 2. - С. 66-68.

Рис. 1. Сопоставление пористости и проницаемости пласта В1 по данным анализа керна

теи стали рассматривать в качестве важнейшего сырьевого резерва стабилизации добычи нефти. Работы в этом направлении проводили в ОАО «Гипровостокнефть», ООО «Арктик-Герс», ООО «Экогеос ЛТД», ОАО НПЦ «Тверьгеофизика». Основными источниками получения информации о Квыт и Кон явились данные экспериментов, выполненных с целью определения коэффициента вытеснения высоковязкой нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе нефть-вода.

При моделировании процесса вытеснения в этих экспериментах стремились руководствоваться требованиями ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» и ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации». Однако условия проведения опытов не всегда соответствовали указанным требованиям. Иногда не удавалось достичь равенства вязкостей модели вытесняемой углеводородной жидкости и пластовой нефти. Это касается прежде всего тех залежей, которые насыщены нефтью наибольшей вязкости (цн > 400 мПа-с). Например, на Шпановском месторождении вязкость пластовой нефти составляет около 488 мПа-с, а в опытах использовалась ее модель вязкостью 200 мПа-с при температуре 35 оС. На Южно-Горностаевском месторождении не было возможности по техническим причинам создать изовискозную модель нефти вязкостью 1087 мПа-с. В связи с этим в качестве модели нефти использовалась вытесняемая жидкость меньшей вязкости (364,2 мПа-с при температуре 27 °С).

Приведенные данные свидетельствуют о том, что при определенных повышенных значениях вязкости нефти и невысоких фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) пород условия лабораторного моделирования процесса ее вытеснения весьма трудно приблизить к пластовым. Более того, на практике объекты с такими свойствами нефтей и пород-коллекторов не разрабатываются с применением заводнения. В подобных ситуациях используются более эффективные методы извлечения нефти, например, различные модификации теплового воздействия на пласты. Следовательно, область исследования коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности необходимо ограничить вязкостными характеристиками, и она должна определяться решениями проектных документов по разработке.

В лабораторных опытах по вытеснению высоковязкой нефти водой и определению ОФП модели пласта не всегда создавались в соответствии с требованиями отраслевого стандарта. Во-первых, в отдельных случаях использовались образцы с некондиционными значениями коллекторских свойств. В частности, к ним можно отнести образцы из скв. 217 Сборновского месторождения пористостью 1,4-5,4 %, образец т21240 из скв.175 Аксеновского месторождения (Севе-ро-Балтийский купол) пористостью 6,77 %. Нижний предел пористости пласта В1 на рассматриваемых месторождениях принят равным 8-9 %. Во-вторых, ли-тологи отмечают наличие трещин и каверн в образцах Сборновского, Новокошкарского, Седовского и других месторождений. В подобных ситуациях согласно положениям регламентирующих документов следует применять модели пласта длиной не менее 300 мм, в то время как у большинства исследователей процесса вытеснения высоковязких нефтей из пласта В1 длина моделей составляет 70-80 мм.

В рамках ранее выполненных работ по подсчету запасов нефти и газа и проектных документов по разработке остаточная нефтенасыщенность рассчитывалась по корреляционной зависимости Кон = /(&пр). Полученное значение Ко н использовалось для обоснования граничных значений коллекторских свойств через динамическую пористость и определения коэффициента вытеснения.

Зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости по данным анализа собственного керна установлена только по Сборновскому месторождению. По залежам нефти пласта В1, по которым исследования процесса вытеснения высоковязкой нефти осуществлялись на единичных образцах керна, значения Кон оценивались по обобщенным зависимостям. Для их построения использовались данные по соседним месторождениям. Однако эти данные не всегда носят представительный характер. В качестве примера можно привести обобщенную зависимость

К

= -0,0354Ыпр + 0,5996,

(1)

использованную в работах по подсчету запасов нефти и газа Майоровского, Загрядского, Столетовско-го, Горностаевского, Воздвиженского и Кутузовского

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

07'2015 105

месторождений. Зависимость (1) была установлена по данным анализа 31 образца. Среди них оказались 3 образца из пласта Б2, 11 - с некондиционными коллек-торскими свойствами, 3 - с завышенными, нехарактерными значениями остаточной нефтенасыщенности и 3 - неизвестного происхождения. Можно полагать, что это повлияло на достоверность определения остаточной нефтенасыщенности и динамической пористости.

В отличие от подходов, принятых в предыдущих работах по подсчету запасов нефти и газа и проектах разработки, в статье предлагается обобщенную зависимость Ко н = /(^р) установить с учетом всех имеющихся по пласту В1 надежных данных. Кроме того, рассматриваются обобщенные зависимости между коэффициентами вытеснения и подвижностью Кподв=^р/^,н

и между остаточной нефтенасыщенностью и подвижностью. Предварительно вся полученная исходная информация тщательно анализировалась и из общих объемов выборки исключались сомнительные данные. В итоге в статистическом анализе участвовали 65 определений по 13 месторождениям.

Обобщенные зависимости Ко.н = /(kПр), Ко.н =/(Кподв) и

Квыт = /(Кподв) приведены на рис. 2. Они описываются следующими уравнениями:

Ко.н = 0,320 - 0,093-^пр, г = 0,567, (2)

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком

Пoхожие научные работыпо теме «Геофизика»