УДК 622.276.1/.4(470.5)
© Н.Ф.Козлов, М.Н.Персиянцев, Ф.И.Алеев, 1998
Н.Ф.Козлов (НК "ОНАКО"), М.Н.Персиянцев (ОАО "Оренбургнефть"), Ф.И.Алеев (НПУ ОАО "Оренбургнефть")
N.F.Kozlov (NK "ONAKO"), M.N.Persiyantsev (OAO "Orenburgneft"), F.I.Aleev (NPU "Orenburgneft")
Особенности разработки залежи пласта Д5 Зайкинского месторождения
Some features of D5 formation development on Zaikinskoye oil field
The influence of geological, technological and organizational factors on development efficiency of D5 formation on Zaikinskoye field, saturated with low-viscous, light oils, is reviewed. It is shown, that for efficient development of similar objects it is necessary to provide for shortest possible period of their commercial development, to increase distance between injectors up to 700-800 meters and, as much as possible, to account for reservoir fracture system.
к конце 80-х годов бы-
^^^^^^^^^ ли опубликованы работы [1-5], посвященные проблемам разработки глубокозалегающего месторождения Тенгиз, насыщенного легкими нефтями. С учетом того, что условия разработки месторождений Зайкинской группы юга Оренбургской области близки по геолого-физическим характеристикам Тенгизскому месторождению и его эксплуатация в промышленных масштабах еще не началась, представляет определенный интерес опыт разработки пласта Д5 Зайкинского месторождения с применением заводнения.
Залежь пласта Д5 афонинского горизонта, расположенная на глубине 4570 м, характеризуется низкой проницаемостью 0,005 мкм2 (по керну), высокой расчлененностью 9.9, наличием трещин различных протяженности и раскрытости.
Значительная разность между начальным пластовым давлением (51,8 МПа) и давлением насыщения нефти газом (36,5 МПа) при высоком начальном газосодержании (1172 м3/т) позволила разрабатывать залежь с июня 1987 г. по декабрь 1988 г. на упруго-замкнутом режиме истощения. Необходимость закачки воды в пласт была связана с более высоким темпом падения пластового давления в зависимости от накопленного отбора жидкости 20 , отнесенного к балансовым запасам 0н бад, (безразмерного времени Т=20ж/0н бад) по сравнению с расчетным в условиях упругого режима (рис.1).
На 1.07.97 г. степень выработки начальных извлекаемых запасов составила 49%. Коэффициент извлечения нефти (КИН) достиг 0,252 при обводненности добываемой жидкости 25,2%. На рис.2 представлены расчетные и фактические
зависимости КИН и нефтесодержания fн от безразмерного времени.
Из-за неучтенности трещиноватости коллектора обводнение залежи началось намного раньше, чем предусматривалось расчетами в технологической схеме разработки с использованием трехфазной математической модели, основанной на численном решении уравнений Маскета-Мереса. Отборы попутно добываемой воды на залежи начались при Т = 0,163, хотя расчетами предусматривалось при Т=0,425. Фактическая зависимость текущего КИН от безразмерного времени до Т = 0,183 совпала с расчетной, далее стала отклоняться в сторону уменьшения темпа роста КИН. Вопрос о достижении проектного КИН преждевременен ввиду невысокой степени выработки запасов, незавершенности формирования трехрядной блоковой системы заводнения.
Обводнение залежи началось на 5-й год ее эксплуатации. Примечательно, что
Рис.1. Зависимость расчетного (1) и фактического (2) пластового давления рпл от безразмерного временит
Рис.2. Характеристики вытеснения для пласта Д5:
1, 3 - соответственно расчетная и фактическая зависимость КИН от т; 2,4 - соответственно расчетная и фактическая зависимость ^ от т
шесть скважин были обводнены пластовой водой плотностью 1170 кг/м3. Это свидетельствует об отсутствии полной запечатанности залежи и наличии затрудненного водообмена с законтурной областью. Большинство скважин обводнено закачиваемой водой плотностью 1020 кг/м3.
Изучение распределения числа добывающих скважин, по продолжительности эксплуатации показало, что оно подчиняется гиперболическому закону (рис.3). При этом 63% скважин проработало до 3 лет с суммарным отбором 27,4% всего пласта. На долю 37% фонда, проработавшего 3-10 лет, приходится 72,6% об-
1/1998 37
Рис.3. Частотная форма гиперболического распределения числа скважин N в зависимости от продолжительности их эксплуатации Т
щей добычи пласта. Две скважины (скв.2609, 2617) работают 10-й год, отбор нефти по ним составил 20% всей добычи залежи.
Одним из важных показателей, по которому можно оценить эффективность эксплуатации скважины, является отношение ее суммарного отбора нефти к среднему суммарному отбору нефти, приходящемуся на одну скважину. Относительный суммарный отбор нефти по скважине зависит от многих факторов: геологических, технологических, организационных. Для исследования их влияния на относительный суммарный отбор
добывающих скважин пласта Д5 Зай-кинского месторождения была рассчитана информативность на основе меры Кульбака [6].
В таблице представлены геологические и технологические факторы по 31 добывающей скважине изучаемой залежи. Для исследования были взяты 28 скважин, эксплуатация которых фонтанным способом была прекращена из-за полного обводнения, и 3 скважины, эксплуатирующиеся более 5 лет.
Все скважины были разбиты на две группы: 1) у<1 (группа А); 2) у>1 (группа Б).
Согласно формуле Кульбака информативность /;-го диапазона j-го признака равна
К(х■) = ДК(Х>) 2 [Р(Х;/4)-Р(Х;/В)], _ (1)
где ДК (Х^1) - диагностический коэффициент г-го диапазона j-го признака; Р(Х/4), Р(Х/В) - вероятность попадания соответственно в группу А г-го диапазона j-го признака и группу В г-го диапазона j-го признака.
Информативность всего признака Х равна сумме информативностей его диапазонов:
/(Х)=да;). (2)
В таблице пред-
щенная толщина пласта, чем раньше скважина введена в эксплуатацию, чем ниже водонефтяной фактор и больше расстояние от скважины до зоны нагнетания, тем больше ее относительный суммарный отбор нефти.
Значимость фактора, связанного с временем начала эксплуатации скважин, проявилась прежде всего в том, что скважинами, введенными в эксплуатацию в первые 3 года, было отобрано 60% всего объема добытой за 10 лет нефти в целом по залежи. Это связано с тем, что первые скважины имели значительный радиус дренирования. Большие суммарные отборы нефти, полученные данными скважинами, привели к подтягиванию сначала законтурной, а потом и закачиваемой воды к забоям позднее введенных в эксплуатацию добывающих скважин. Следовательно, для равномерной выработки запасов пластов с трещиноватыми коллекторами,насыщенных легкими нефтями, необходимо применять максимально быстрое их промышленное освоение.
Значимость накопленного водонефтяно-го фактора обусловлена его влиянием на длительность фонтанной эксплуатации скважин. Поэтому важно как можно раньше начать проводить работы по ограничению притоков воды, а также осуществлять методы нестационарного заводнения.
Значительная информативность фактора, связанного с расстоянием скважин от зоны отбора жидкости до зоны закачки, выразилась в том, что 12 скважинами (38,7%) из 31, расположенными на расстоянии более 700 м от окружающих нагнетательных скважин или контура нефтеносности, добыто 59,4% суммарного объема нефти залежи. На 19 скважин, удаленных от зоны поступления пластовой энергии менее чем на 700 м, пришлось 40,6% общей добычи по пласту. Поэтому оптимальное расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, которое можно в дальнейшем учитывать для проектирования, систем разработки залежей с высокогазонасыщенными нефтями, составляет 700-800 м.
Невысокая информативность фактора, характеризующего снижение пластового давления относительно начального, связана с небольшим (10-12%) уменьшением давления в пласте ниже давления насыщения в отдельных скважинах (скв.2642, 1002, 1003, 1005, 1017, 1019). Исследования, проведенные под руководством академика А.Х.Мирзаджанзаде, показали, что снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом на 30% не влияет отрицательно на процесс разработки нефтяных залежей.
Некоторые скважины, проработавшие незначительный период времени, оказа-
Г
»1 •1В с 4* 2.4 г»
Я1 мг с 42 Мй м г
•е V« т 11.4 да V я*
к и» 7 >2 ЩБ •дг М 46
НС 1.« 11 Ш» и* V 591
»17 С ч •да м £5
«К *.п •3» •7* 4а
•И * •г да •*5 591
не г.11 С ШГ № •Я« V »
в* 1.В И * ММ м 4В
ее 22+ «в •да V 54*
«в ** 5 ».4 из ¥Б
91* 1» С в* да •*5 •ф 151
хе VI V* •7И V Ш
же 1Я 4 •да «и ЯГ
яэт •з С •.4 да •да (£
эие м* 5 112 1.117 •да «•
яо № 7 8.4 *т •да 59
2И* м* * ад чв •да м Ж
ЭВ1 о» В и* Мв •Я4 •3 5Н
не № * 112 •да •7 1И4
Н1 Ив * е* № •да ЭМ
ве 121 4 сд «.«1 V 2»
Н1 1» С в.4 да •да в»
КГ С м да •Ж м 54*
а»г 4 да •да ЭМ
я» 137 7 а.* да •да 1*
ЯН эде 11 Я2 да •да V
хн 2.12 * я* да •да V »
Я17 эзг С а.* из» •да V (Л
это 2Э 4 П2 •.хп •да V 5Н
Нфрт и* VI 119 •3» 5.13 V
ставлены расчетные значения информативности признаков. Самым информативным оказался фактор, учитывающий время ввода скважины в эксплуатацию: К(Х5)= 5,13. Информативными являются также эффективная нефтенасыщенная толщина К(Х 2) = 1,61, накопленный водонефтяной фактор к(х3)=1,03 и
среднее расстояние до нагнетательных скважин или контура нефтеносности
К(Х6) = 0,75. Неинформативными (менее 0,5) оказались расчлененность пласта ](Хх) = 0,42 и отношение текущего пластового давления к начальному
/(Х4) = 0,30.
Таким образом, чем выше эффективная нефтенасы-
38 1Л998
лись под действием нескольких отрицательных факторов, к которым относятся относительно малая нефтенасыщенная толщина пласта, близость к зоне пополнения пластовой энергии, поздний ввод в
эксплуатацию (скв. 571, 1017, 1018, 1327, 2642).
Таким образом, исследование влияния геологических, технологических и организационных факторов на эффективность разработки пласта Д5 Зайкинского месторождения, насыщенного маловязкой, легкой нефтью, с применением критерия Кульбака показало, что наиболее информативными оказались такие факторы, как время ввода скважин в эксплуатацию, расстояние от зоны отбора до зоны закачки, накопленный водонефтяной фактор, эффективная нефте-насыщенная толщина. Это позволяет сформулир
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.