УДК 622.276.1/.4
© В.Ф.Базив, С.А.Мальцев, С.К.Устимов, 1998
В.Ф.Базив, С.А.Мальцев, С.К.Устимов (Минтопэнерго РФ)
Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости
V.F.Baseev, S.A.Maltsev, S.K.Ustimov (Mintopenergo RF)
Changing of oil recovery factor due to produced fluid volumes limitation
Displacement profiles for 42 Russian main oil fields has been calculated and drawn. Some parameters of fluid production with water-cut of 90% and more are evaluated for 37 fields and objects. The losses in oil recovery due to fluid production limitation are determined.
Г
а современном этапе развития отечественной нефтедобывающей отрасли из-за создавшейся неблагоприятной экономической ситуации возникли проблемы по обеспечению проектной нефтеотдачи на месторождениях страны и, в первую очередь, на месторождениях Западной Сибири. Действующие нормативы налоговых отчислений при разработке месторождений приводят к парадоксальным результатам
На Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений в Альметьевске (сентябрь 1995 г.) в докладе СибНИИНП "Проблемы разработки месторождений Западной Сибири" [1] отмечено: "Остановка скважин, по которым из-за фиктивной убыточности добычи не достигнуты проектные показатели полноты извлечения запасов, ведет к нарушению системы и технологии разработки. Расформировываются зоны стягивания, образуются дополнительные целики заблокированной водой нефти, резко увеличатся темпы обводнения и падения добычи нефти, уменьшится нефтеотдача." Аналогичное положение сложилось в других нефтедобывающих регионах, где деби-ты нефти составляют 3 - 5 т/сут, а обводненность близка или превысила 90% .
В связи с массовым ограничением отбора жидкости по месторождениям важно оценить в какой мере это мероприятие отразилось и может отразиться в будущем на использовании тех ресурсов неф-
ти и газа, которые приняты на государственный баланс запасов. Вопросы отбора жидкости из пласта на разных стадиях разработки всегда были дисскусионны-ми. Они обсуждались на общеотраслевых совещаниях, страницах периодической печати, исследовались при проведении специальных работ.
На основе научных исследований и богатейшего многолетнего опыта практической работы были выработаны и обще-признаны критерии, которыми руководствовались при проектировании систем разработки и реализации этих проектов.
В настоящее время важно в гуще экономических неурядиц сохранить то полезное, что приобретено большими усилиями многих ученых и практиков, и не допустить отхода от этих принципов ради сиюминутных выгод.
Сопоставление показателей выработки запасов нефти по месторождениям находящимся в завершающей стадии эксплуатации, на результаты разработки которых сложившаяся экономическая ситуация повлияла в меньшей степени, и показателей по месторождениям, вступившим в позднюю стадию сравнительно недавно, когда нарушены основные проектные решения (неудовлетворительно используется фонд скважин, сокращаются отборы жидкости, нарушен баланс между отбором жидкости и закачкой воды), позволяет количественно оценить потери в нефтеотдаче, которые возможны в результате разбалансировки созданных систем разработки.
Зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от полноты промывки пласта при разработке залежей с заводнением может быть представлена в виде
КИН = К ■ К ■ К , (1)
в охв с 4 '
где К - отношение объема вытесненной
в
нефти к ее начальному объему в пласте при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды; К , К - коэфффициент соответственно
охв с
охвата воздействием и сетки скважин.
Произведение Кохв ■ Кс по существу соответствует охвату пласта воздействием по объему. Он изменяется во времени, поскольку фронт поступающей в пласт воды по мере ее продвижения захватывает все новые участки пласта и прослои, а при изменении направления фильтрационных потоков - застойные и тупиковые зоны. Поэтому в условиях разработки неоднородных пластов с заводнением процесс вытеснения нефти водой невозможно представить иначе, как процесс промывки пласта. Задача состоит лишь в том, чтобы на фактическом материале с использованием данных по залежам, разрабатываемым длительное время с заводнением, оценить прирост КИН при различной степени промывки пласта.
Для решения этой задачи в качестве критерия оценки технологической эффективности реализуемых на месторождении систем разработки нами принят достигаемый КИН при одинаковой степени промывки объема пор, занятых нефтью. Иными словами, был определен текущей
Рис.1. Зависимость КИН от показателя Юж пл/НБЗпл для различных месторождений:
1 - Ромашкинское (сумма объектов); 2 - Ромашкинское (горизонты Д0+Д1); 3 - Ново-Елховское (пласты Д1+Д0); 4 - Бавлинское (пласт Д1); 5 - Бондюжское (пласты Д1+Д0); 6 - Первомайское (пласты Д0+Д1); 7 - Арланское, бобриковский горизонт; 8 - Шкаповское (пласт Д1); 9 - Шкаповское (пласт Д|у); 10 - Сера-фимовское (пласт Д1); 11 - Туймазинское (пласт Д1); 12 - Туймазинское (пласт Ди); 13 - Мухановское; 14 - Зольненское; 15 - Дмитриевское (пласт Сш); 16 - Дмитриевское (пласты С|у+Су); 17 - Кулешовское (пласт А3); 18 - Кулешовское (пласт А4); 19 - Самотлорское (сумма объектов); 20 - Самотлорское (пласт БВ8); 21- Аганское; 22 - Аганское (пласт БВ8); 23 - Федоровское; 24 - Федоровское (пласт БС10); 25 - Правдинское; 26 - Ватинское; 27 - Ватинское (пласт БВ8); 28 - Западно-Сургутское; 29 - Южно-Сургутское; 30 - Усть-Балыкское; 31 - Мамонтовское; 32 - Быстринское; 33 - Быстринское (пласт бС2); 34 - Лянторское; 35 - Советское; 36 - Ярино-Каменоложское (яснополянский горизонт); 37 - Коробков-ское; 38 - Жирновское; 39 - Анастасиевско-Троицкое; 40 - Западно-Тэбукское; 41 - Чутырско-Киенгоп-ское; 42 - Малгобек-Вознесенское
КИН при различных отборах жидкости XQ ж.пл , отнесенных к величине начальных балансовых запасов нефти и газа в пластовых условиях
^и__^^ Г( ^ж.пл)
НБЗ Г(НБЗ (2)
пл
Зависимость отбора жидкости, учитываемого в промысловых условиях с достаточной надежностью, и балансовых запасов нефти на поздней и завершающей стадиях разработки месторождений позволяет получить достаточно объективные результаты. Кратность промывки поро-вого пространства, являясь величиной относительной, при сопоставлении весьма удобна, поскольку применима при анализе как небольших, так и крупных месторождений.
Рассчитаны и построены характеристики вытеснения по основным месторождениям Республик Татарстан, Башкортостан, Самарской области, Западной Сибири и по отдельным месторождениям других регионов.
Характеристики вытеснения типа
КИН ^/(Щ /НБЗ )100% име-
•> ^ ^-ж.пл' пл7
ют следующие особенности.
По мере извлечения жидкости из пласта
кривые зависимости КИН от кратности промывки пор отклоняются вправо от исходной прямой, проложенной между двумя точками, первая из которых начало координат, вторая соответствует КИН =1 при отборе жидкости, равном 100 % порового пространства. На рис.1 такие кривые располагаются в виде веера. В процессе отбора жидкости эти кривые расходятся. Верхнее положение занимают объекты разработки, по которым КИН максимален. В нашем случае это месторождения: Коробковское, Зольненское, Анастасиево-Троицкое (IV горизонт), Дмитриевское (пласт Сщ), Мухановское, Западно-Тэбукское, Малгобек-Вознесенское, Кулешовское (пласт А3), Ярино-Каменоложское, Серафимовское (пласт Д1), Шкаповское (пласт Д^), Бавлинское (пласт Д1). Нижнее положение занимают месторождения и объекты, которые из-за сложности геологического строения или низкой эффективности применяемых систем разработки характеризуются самыми низкими показателями выработки запасов. К этой группе относятся Лянторское, Быстринское, Ватинское (пласт АВ), Самотлорское, Чутырско-Киенгопское, Ар-ланское месторождения, Карамалинская и
Куакбашская площади Ромашкинского месторождения.
По всем рассматриваемым месторождениям при реализуемой системе разработки проведен компьютерный тренд-анализ характеристик вытеснения, в котором использовались степенные функции.
В соответствии с установленными функциональными зависимостями определялась текущая нефтеотдача при отборе жидкости 100, 150 и 200% НБЗ в
пластовых условиях. Расчеты на последующие периоды разработки проведены по 80 месторождениям и объектам, включая рассматриваемые. Надежность расчетов проверялась по объектам, по которым накопленный отбор жидкости превысил 150% объема пор. Относительная погрешность фактических и расчетных КИН, как правило, не превышала 1%. Сопоставление значений прироста КИН в различных диапазонах промывки порового пространства дало следующие результаты.
1. При отборе жидкости, равном 50 -100% порового пространства, увеличение КИН по рассматриваемым месторождениям и объектам составило в среднем
0,13.
2. По величине КИН при 100%-ной промывке порового пространства сопоставлена эффективность реализуемых систем. Самые высокие КИН (более 0,5) достигнуты по месторождениям: Зольненское (пласты Б1+Б2) - 0,60, Дмитриевское (пласт Сщ) - 0,60, Коробковское (пласт Б1) - 0,70, Жирновское (пласт Б1) - 0,60, Мухановское (I объект) - 0,58, Чишминская площадь Ро-машкинского месторождения - 0,57. Низкие КИН получены по месторождениям: Чутырско-Киенгопское - 0,26, Вятская площадь - 0.26 и Ново-Хазин-ская площадь - 0,27 Арланского месторождения, Лянторское - 0,22.
3. При увеличении отбора жидкости от 100 до 150% порового пространства КИН по анализируемым месторождениям в среднем возрастает на 0,06. При этом увеличение КИН по площадям Ро-машкинского месторождения составляет 0,063 или 13,9%. Оценка прироста КИН в диапазоне от 100 до 150% отбора жидкости представляет практический
26 4/1998
интерес, поскольку примерно половина рассматриваемых месторождений и объектов характеризуется отборами 50 -100%, и величина КИН будет определяться именно в этом диапазоне отборов жидкости.
Оценены некоторые показатели по отбору жидкости с обводненностью 90% и более по 37 месторождениям и объектам.
За период эксплуатации 14 объектов ОАО "Татнефть" с обводненностью 90% и более КИН увеличился от 0,02 до 0,058, по 10 объектам ОАО "Баш-нефть" - от 0,03 до 0.
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.