О НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА ДII ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.Е. СУХАНКИН
При водонапорном режиме в условиях реального пласта коэффициент нефтеотдачи представляет собой произведение трех величин:
η = Кв*βо*Кп,
где Кв - коэффициент вытеснения, характеризующий нефтеотдачу монолитного однородного пласта; βо - коэффициент охвата, учитывающий литологическую неоднородность пласта; Кп - коэффициент потерь, учитывающий потери в линзах и тупиковых зонах [9].
Коэффициент нефтеотдачи обычно определяют по результатам исследований на кернах в лабораторных и промысловых условиях объемными методами. Иногда его значение оценивают геофизическими методами.
Результаты керновых исследований касаются микромеханики процесса вытеснения и не характеризуют нефтеотдачу пласта в реальных условиях. «Коэффициент нефтеотдачи», определенный в лабораторных условиях по керну, во всех случаях представляет собой коэффициент вытеснения. Поэтому для подсчета запасов в величину «коэффициента нефтеотдачи», определенную по анализу кернов, вводится поправка на литологическую неоднородность и особенность строения пласта.
Объемные методы характеризуют среднюю нефтеотдачу всей залежи. Величина нефтеотдачи, определенная по отдельным участкам залежи, будет верна лишь при условии разобщенности этих участков.
В настоящее время методы промысловой геофизики определяют нефтеотдачу неточно. Однако они дают полную картину распределения нефтеотдачи по мощности пласта в естественных условиях залегания. Большое число скважин, обработанных указанными методами, позволяет судить о распределении коэффициента нефтеотдачи по площади.
По данным электрометрии определяется начальная и остаточная нефтенасыщенность. При их сопоставлении можно определить коэффициент нефтеотдачи.
Начальную нефтенасыщенность определяют по скважинам, расположенным в исследуемой зоне и пробуренным в более ранний период времени, до прохождения через них контура нефтеносности.
Остаточную нефтенасыщенность находят по первоначально нефтеносным пластам, промытым в процессе разработки залежи пластовой водой, и, кроме того, по зоне проникновения фильтрата бурового раствора в пласт [6]. Оба эти метода имеют значительные ограничения.
Вследствие литологической неоднородности пластов, которая в большинстве случаев четко отражается на диаграммах малых зондов БКЗ (рис. 1), не все тонкие пропластки имеют одинаковую степень отмыва. По наиболее проницаемым из них вода проходит в значительно больших объемах. Поэтому в таких пропластках нефтеотдача обычно достигает значения коэффициента вытеснения. В пропластках с пониженными коллекторскими свойствами значение нефтеотдачи в большинстве случаев не достигает предельной величины. Сопротивление на больших зондах БКЗ отражает усредненное сопротивление всего пласта, с учетом повышенного сопротивления в слабо выработанных пропластках. Нефтеотдача пласта, определенная по этому сопротивлению, будет характеризовать степень выработки пласта или текущую нефтеотдачу.
После прохождения контакта вода-нефть значение коэффициента нефтеотдачи будет постепенно повышаться за счет частичного промывания пропластков с ухудшенными коллекторскими свойствами. В предельном случае, при длительной и интенсивной промывке, значение нефтеотдачи достигает конечного значения. Нами определена нефтеотдача по данным электрометрии для пласта ДII Туймазинского месторождения.
Пласт ДII Туймазинского месторождения представлен тремя песчаными пачками, связанными гидродинамически. Основная из них, средняя пачка, имеет мощность около 10-20 м. Верхняя пачка представлена песчано-алевролитовыми линзами мощностью до 4 м, частично сообщающихся между собой, а также с основной, средней пачкой пласта ДII. Нижняя состоит из редких, отдельных линз, тесно связанных со средней пачкой.
Коэффициент нефтеотдачи подсчитывался для песчаников пласта ДII, по которым прошла вода. Поэтому потери в отдельных линзах и тупиковых зонах, не охваченных заводнением, не учитывались.
Для определения коэффициента нефтеотдачи пригодными для интерпретации были признаны материалы по 53 скважинам. По ним определено значение текущего коэффициента нефтеотдачи на май 1962 г. для 68 промытых пластов.
Среднее значение текущего коэффициента нефтеотдачи, определенное по этим данным для пласта ДII, без учета потерь в тупиковых зонах и линзах, не охваченных заводнением, равно 48% (рис. 2, б).
Предварительные подсчеты, проведенные по результатам обработки 56 скважин, показывают, что текущая нефтеотдача по пласту ДI равна примерно 47 %. Средневзвешенное значение текущей нефтеотдачи по всему месторождению составило около 47,3%.
При рассмотрении карты поверхности ВНК (рис. 3) и схемы распределения текущих коэффициентов нефтеотдачи (рис. 4) видно, что максимальная отдала относится к зонам перетока, а минимальная - к «застойным» зонам.
В скв. 717, 1292 и 1209 выявлены зоны слияния пласта ДII и пласта ДI. В результате интенсивного перетока жидкости из пласта ДII в пласт ДI и большой скорости подъема ВНК в этих зонах отмечаются наиболее высокие скорости фильтрации и максимальный промыв пластов.
Вследствие этого часть залежи по средней пачке между зонами промыва (скв. 717, 1292 и 1209) отделилась от основной залежи, а по промытым зонам наблюдается очень высокий коэффициент нефтеотдачи. Так, по скв. 1467 он равен 89%, по скв. 1332 - 84%, по скв. 1470 - 83%, по скв. 820 - 86%. Высокое значение коэффициента нефтеотдачи (до 74%) наблюдается в скв. 1109, расположенной у переточной зоны.
Сравнительно высокая нефтеотдача наблюдается в скважинах (длительное время подвергавшихся промыву): в скв. 1399 - η = 60 %; в скв. 1462 - η = 71%; в скв. 1513 - η = 60%; в скв. 1514 - η = 71%; в скв. 821 -η = 67%; в скв. 1301 - η = 67%.
Очень низкие значения текущих коэффициентов нефтеотдачи наблюдаются в застойных зонах, где ВНК поднимался очень медленно, и отмечаются низкие скорости фильтрации. В районе скв. 216, 1432, 1295, 319 и 1454 значения коэффициентов нефтеотдачи колеблются от 15 до 29%, в районе скв. 1549, 1447, 386, 1555 и 1647 среднее его значение равно 38% (см. рис. 3 и 4).
Если подсчитать текущий коэффициент нефтеотдачи, исключив данные по застойным зонам, то значение его повысится до 54% (см. рис. 2, а).
Для повышения коэффициента нефтеотдачи в застойных зонах необходимо принять меры, направленные к увеличению охвата пласта заводнением и повышению скоростей фильтрации.
В частности, по первой зоне в проекте доразработки предусматривается разрезающий ряд по линии скв. 1029, 308, 912 и 1381, благодаря которому фронт нагнетания приблизится к зонам отбора нефти, что позволит повысить скорость фильтрации и увеличить охват заводнением. Северо-восточная зона литологически экранирована от основной части залежи. Здесь, видимо, необходимо применить очаговое заводнение.
За последние годы в литературе вопрос о нефтеотдаче Туймазинского месторождения освещался в ряде работ. Значения коэффициента нефтеотдачи для этого месторождения подсчитывались объемными методами [4, 7, 8] и по данным анализа кернов в лабораторных условиях [2, 6].
По результатам исследований кернов В.М. Березиным [2] получено значение коэффициента вытеснения 74,4%, Ф.И. Котяховым, Ю.С. Мельниковой, С.А. Серебренниковым [6] - 66,8%. Для подсчета запасов, с учетом поправки на литологическую неоднородность и особенность строения пласта, в первоначальном проекте значение конечной нефтеотдачи по всему Туймазинскому месторождению принято 64%, а для пласта ДII 52 %.
По данным Т.М. Золоева, В.А. Кобелевой, Н.А. Шелдыбаевой [4] среднее значение коэффициента текущей нефтеотдачи по состоянию на 1957 г. для пласта ДII получено равным 30%, а для пласта ДI 56%; среднее значение для всего месторождения равно 43%. Вследствие того, что авторы не учитывали объем нефти, перетекающей из пласта ДII в пласт ДI а также ряд других факторов, отмеченных в работе [1], нефтеотдача по пласту ДI получена завышенной, а по пласту ДII - заниженной. Если же ориентироваться на средневзвешенную величину по объему (Соотношение промытых частей объемов по пластам ДI и ДII составляет: (Vпр)ДII/(Vпр)ДI = 39/74), а не на среднеарифметическую величину, как ее определяли авторы, то величина текущей нефтеотдачи для всего месторождения примет значение 47 %.
По данным С.И. Кувыкина, Г.П. Ованесова, Т.М. Золоева, Ю.И. Шаевского [7] текущий коэффициент нефтеотдачи по состоянию на 1961 г. для всего месторождения равен 40 %.
В работе И.Г. Пермякова [8], по пласту ДII было выделено два обособленных поля - юго-восточное и северо-западное. За границу между ними принята осевая линия, соединяющая точки минимальных пластовых давлений. Введена поправка на переток нефти из пласта ДII в пласт ДI На 1956 г. значение текущих коэффициентов нефтеотдачи получены следующие: по северо-западному крылу 30%, по юго-восточному 76%, средневзвешенная величина по всему пласту ДII 45 %.
Из сопоставления среднего значения коэффициента нефтеотдачи, полученного геофизическим методом, с данными, полученными в работах [3, 7, 8], видно, что эти значения мало различаются.
Однако ни один из перечисленных методов, за исключением геофизического, четко не характеризует полноту отбора нефти по отдельным участкам, так как не в состоянии учесть всех факторов, влияющих на нефтеотдачу.
Геофизический метод отражает истинную величину коэффициента нефтеотдачи в зоне исследуемой скважины, поскольку влияние всех факторов на отдачу сказалось в процессе промыва пласта.
Этот метод помог детально изучить распределение текущей нефтеотдачи по площади пласта ДII, выделить застойные зоны с низкой нефтеотдачей и дать по этим зонам конкретные рекомендации для последующей их разработки.
ЛИТЕРАТУРА
1. Баишев Б.Т., Воинов В.В., Рябинина З.К., Семин Е.И. О темпах и полноте выработки залежей нефти. Нефт. хоз., № 10, 1959.
2. Березин В.М. Нефтедобыча образцов песчаников девона и угленосной свиты нижнего карбона Башкирии при вытеснении нефти водой. Труды ВНИИ, вып. XXIV. Гостоптехиздат, 1959.
3. Золоев Т.М., Кобелева В.А., Шелдыбаева Н.А. Темпы и полнота выработки залежей нефти. Нефт. хоз., № 10, 1958.
4. Золоев Т.М. О нефтеотдаче пластов. Геология нефти, 1958, № 6.
5. Золоев Т.М. Еще раз о нефтеотдаче. Геология нефти и газа, 1959, № 6.
6. Котяхов Ф. И., Мельникова Ю.С., Серебренников С.А. О некоторых методах определения коэффициента нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти водой. Труды ВНИИ, вып. XXIV, Гостоптехиздат, 1959.
7. Кувыкин С.И., Ованесов Г.П., Золоев Т.М., Шаевский Ю.И. О нефтеотдаче в условиях неоднородного пласта. Геология нефти и газа, 1961, № 12.
8. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959.
9. Саттаров М.М. О коэффициенте нефтеотдачи пласта при водонапорном режиме. Труды УфНИИ, вып. VII, Башкирское книжное издательство, 1961.
УфНИИ
Рис. 1. Пример неоднородности песчаного пласта, по скв. 1386.
1 - пропластки с повышенным сопротивлением.
Рис. 2. Плотность распределения текущих коэффициентов нефтеотдачи по пласту ДII.
а - без учета застойных зон; б - с учетом застойных зон.
Рис. 3. Карта поверхности водонефтяного контакта для пласта ДII Туймазинского месторождения по состоянию на 1/1 1962 г.
1 - № скважин/отметка ВНК; 2 - начальный внешний контур нефтеносности; 3-текущий внешний контур нефтеносности; 4-текущий внутренний контур нефтеносности; 5-изолинии ВНК через три метра; 6 - зоны слияния пластов ДI и ДII; 7 - полностью нефтяные зоны.
Рис. 4. Карта продвижения контуров нефтеносности и текущих значений коэффициентов нефтеотдачи для пласта ДII Туймазинского месторождения по состоянию на 1/1 1962 г.
1-в числителе номер скважины; в знаменателе текущий коэффициент нефтеотдачи, %; 2 - начальный внешний контур нефтеносности; 3 - начальный внутренний контур нефтеносности; 4-текущий внешний контур нефтеносности; 5 - текущий внешний контур нефтеносности по средней пачке пласта ДII; 6 - текущий внутренний контур нефтеносности; 7 - зоны слияния пласта ДI и ДII; 8 - застойные зоны; 9 - проектные нагнетательные скважины.