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
Обобщение данных о коэффициенте вытеснения высоковязкой нефти водой из пласта А4 башкирского яруса месторождений Самарской и Ульяновской областей
Б.Ф. Борисов, к.т.н., О.Ю. Лепешкина
(ОАО «Гипровостокнефть»), А.М. Кузнецов, д.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)
Адрес для связи: olga.lepesh@yandex.ru
Ключевые слова: остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения, вязкость нефти, проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность.
Generalization of the data on the efficiency of waterflood high-viscosity oil displacement from the layer A4 of the Bashkirian stage of the Samara and Ulyanovsk regions
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, displacement efficiency, oil viscosity, permeability, porosity, initial oil saturation.
The laboratory data on the residual oil saturation and efficiency of water-flood high-viscosity oil displacement from the A4 layer of Bashkirian stage by the fields of the Samara and Ulyanovsk regions are generalized. The rectified correlation dependences of residual oil saturation and waterflood oil displacement efficiency on the reservoir rock permeability and mobility are proposed on the basis of the analysis of laboratory data and values, accepted in the works on the calculation of the oil and gas reserves and the design documents.
При составлении проектно-технологических документов на разработку месторождений с высоковязкими нефтями одной из проблем является установление остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой. Методика лабораторного определения этих параметров для традиционных нефтей вязкостью менее 30 мПа-с хорошо отработана и освоена в научно-исследовательских институтах и лабораторных центрах на основе ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Вместе с тем эксперименты по вытеснению высоковязкой нефти значительно сложнее, занимают больше времени, и не все методические вопросы (подготовка составных моделей и моделей пластовых флюидов) решены полностью. Поэтому число экспериментальных данных очень мало, что вызывает необходимость использовать корреляционные зависимости, полученные по литературным источникам или данным «по аналогии».
В ОАО «Гипровостокнефть» накоплен значительный объем информации, полученной в результате лабораторных исследований, выполненных собственными силами, а также специалистами ОАО НПЦ «Тверьгеофизи-ка», ООО «Арктик-Герс» и др. В работе на основе анализа всех имеющихся лабораторных данных построены уточненные корреляционные зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения для пласта А4 башкирского яруса.
К высоковязким нефтям согласно классификации ГОСТ Р51858-2002. «Нефть. Общие технические усло-
вия» относятся нефти вязкостью тн > 30 мПа-с. В ряде публикаций одни авторы считают нефти высоковязкими начиная с тн = 25 мПа-с, другие с тн = 50 мПа-с, третьи -когда соотношение вязкостей вытесняемой жидкости и вытесняющего агента превышает 10 [1]. На территории России имеется достаточно больше число месторождений с такой вязкостью нефти. Они открыты в Тюменской, Самарской, Ульяновской областях, Республиках Татарстан, Башкортостан, Удмуртии и др. По данным работы [2] к началу 2000 г. всего разведано 685 залежей с высоковязкими нефтями на 287 месторождениях.
Исследуемый в статье пласт А4 башкирского яруса залегает на месторождениях Самарской и Ульяновской областей. В указанных регионах он распространен повсеместно и содержит значительные запасы нефти и газа. В Самарской области данный пласт продуктивен на месторождениях, расположенных на севере: в основном в границах Мелекесской впадины и частично в пределах Сокской седловины и Южно-Татарского свода. В непосредственной близости от них находятся месторождения Ульяновской области. Более того, башкирские отложения на месторождениях рассматриваемых областей сложены практически однотипными породами-коллекторами. Об этом, в частности, свидетельствуют литолого-петрографические исследования и в некоторой степени зависимость проницаемости пласта ^ от его пористости Кп, полученная по данным анализа 1532 образцов керна 21 месторождения Самарской области и 249 образцов 6 месторождений Ульяновской области, образующим единое корреляционное поле (рис. 1).
Рис. 1. Обобщенные корреляционные зависимости между пористостью Кп и проницаемостью кпр пласта А4
Достаточно близки также уравнения регрессии, полученные на основе этих данных при рассмотрении их по территориальному признаку:
1) по образцам месторождений Самарской области
Кп = 18,2212 + 4,0362 ^ , г = 0,807; (1)
2) по образцам месторождений Ульяновской области
Кп = 19,2673 + 4,5747 ^пр, г = 0,839;
3) по всем образцам
Кп = 18,3892 + 4,1330 ^пр, г = 0,818.
(2)
(3)
Продуктивный пласт А4 сложен преимущественно карбонатными и в значительно меньшей степени глинисто-карбонатными отложениями. По данным литолого-петрофизических исследований керна породы-коллекторы в нем связаны с тремя основными группами лито-типов: 1) известняковыми конгломерато-брекчиями; 2) органогенно-обломочными известняками; 3) шламо-во-мелкозернистыми известняками. Тип коллектора первой группы каверново-порово-трещинный, второй -преимущественно поровый, трещинно-поровый. В известняках шламово-микрозернистых пустотное пространство состоит из трещин, пор и мелких каверн растворения. Эти известняки в целом характеризуются сравнительно низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Пористость коллекторов изменяется от 11 до 20 %, проницаемость - от 0,04 до 0,749 мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности - от 0,73 до 0,91, вязкость пластовой нефти - от 36 до 595,58 мПа-с. В объем выборки также включены данные о пласте А4 Обошинского месторождения, содержащем нефть вязкостью 14,95-22 мПа-с.
Определение коэффициентов вытеснения нефти водой Квыт в лабораторных условиях было начато достаточно давно, к настоящему времени накоплен большой экпериментальный материал, но он касается в основном залежей нефти нормальной вязкости (до 30 мПа-с). Число исследований пластов с высоковязкой нефтью значительно меньше. Это объясняется, во-первых, тем, что моделированием процесса вытеснения нефти вязкостью менее 30 мПа-с занимаются достаточно длительное время, например, в Самарской области с 1936 г., когда было открыто Сызранское месторождение. В то же время месторождениям высоковязкой нефти должного внимания не уделялось, поскольку их запасы считаются трудноизвлекаемыми, и сложилось мнение об экономической нецелесообразности разработки таких объектов. Во-вторых, проведение опытов по вытеснению высоковязких нефтей технически намного сложнее, более длительно и трудоемко, чем нефтей с нормальной вязкостью.
Изучение процесса вытеснения высоковязкой нефти на месторождениях Самарской и Ульяновской областей в лабораторных условиях осуществлялось в ОАО «Ги-провостокнефть», ОАО «ВНИИнефть» им. академика А.П.Крылова, ОАО НПЦ «Тверьгеофизика», ООО «Арк-тик-Герс», ООО «Экогеос ЛТД». Однако эти исследования не носят массовый характер, причем их основная часть по пласту А4 выполнена при вязкости модельной нефти до 200 мПа-с. Имеются единичные определения при вязкости до 276 мПа-с (Булатовское и Ипполитов-ское месторождения). Пока неизучена степень вытеснения нефти более высокой вязкости, например, 400-600 мПа-с (Загрядское, Погрузное и Майоровское месторождения рассматриваемого региона).
Коэффициент вытеснения высоковязкой нефти водой в ранее выполненных работах по подсчету запасов углеводородов и проектных документах по разработке определялся по зависимостям остаточной неф-тенасыщенности Кон от проницаемости. Однако эти зависимости были установлены в основном с использованием непредставительных объемов выборок. Во-первых, многие из них были сформированы в результате ограниченного числа исследованных образцов керна (10-16), во-вторых, в них одновременно учитывались опытные данные по башкирским и верейским отложениям. Уравнения Кон = /(&пр), полученные в рамках предыдущих работ по подсчету запасов нефти и газа для определения коэффициента вытеснения по отдельным месторождениям, и их зависимости приведены на рис. 2.
В статье предложен другой подход к определению коэффициента вытеснения высоковязкой нефти водой. Предварительно собрана вся имеющаяся исходная информация, касающаяся только пласта А4. Она тщательно проанализирована, и сомнительные данные исключены из корреляционного анализа. В итоге объем выборки составил 71 определение по 18 месторождениям. На его основании получены обобщенные зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости, коэффициента вытеснения от подвижности, остаточной нефтенасыщенности от подвижности (рис. 3).
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
02'2015 67
Рис. 2. Зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости в работах по подсчету запасов нефти и газа
Эти зависимости описываются следующими уравнениями:
Кон = 0,3975 - 0,0850 lg£np, r = 0,556, Квыт = 0,704 + 0,094 lgK^, r = 0,607, Ко.н = 0,266 - 0,073 lgK, r = 0,611.
(4)
(5)
(6)
Поскольку уравнения (4)-(6) получены на основе имеющихся данных, по мере появления новых экспериментальных результатов они будут уточняться.
Авторами проведена сопоставительная оценка значений остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой нефти пласта А4 ряда месторождений, определенных по уравнениям, взятым из документов по подсчету запасов, и по предложенному подходу. Установлено, что в ряде случаев (Кутузовское, Приютовское, Столетовское и другие месторождения) значения коэффициента вытеснения, принятые в документах по подсчету запасов и рассчитанные по обобщенной зависимости Кон = Л^р), различаются незначительно. Это связано с расположением зависимостей из работ по подсчету запасов по отношению к обобщенной, приведенной в статье. Обращает также внима
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.