|
УДК 622.276. |
|
|
|
В.С. Мелик-Пашаев, М.Н. Кочетов, В.Р. Лисунов |
НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОБЪЕМА ВОДЫ, ПРОШЕДШЕЙ ЧЕРЕЗ ЗАЛЕЖЬ
За последние годы во ВНИИ, АзНИИ, Гроз НИИ, Гипровостокнефти и в ряде нефтепромысловых управлений [1-6] проводились исследования фактических величии нефтеотдачи по залежам, которые разрабатываются при водонапорном режиме.
В настоящей статье приведены в основном результаты изучения динамики изменения нефтеотдачи в зависимости от объема прокачанной через пласт воды по нефтяным залежам Азербайджана и Чечено-Ингушетии.
Исследованные залежи нефти Азербайджана приурочены к верхнему и к нижнему отделам продуктивной толщи. Залежи балаханской свиты и НКП расположены, как правило, в сводовых частях антиклинальных складок, приурочены к хорошо проницаемым песчаным пластам, имеют относительно небольшие площади нефтеносности и отличаются ярко выраженным упруго-водонапорным режимом.
Залежи подкирмакинской свиты нижнего отдела тектонически экранированы или приурочены к выклинивающимся пластам, содержат более вязкую нефть и некоторые из них в начальной стадии разработки характеризуются, наряду с водонапорным, также режимом растворенного газа.
Длительная разработка нефтяных месторождений Азербайджана и Чечено-Ингушетии дает интересный фактический материал для оценки нефтеотдачи в зависимости от количества прошедшей через пласт воды, выраженного в поровых объемах залежи. Однако, даже по месторождениям этих нефтеносных областей можно выделить не очень большое число залежей, по которым количество воды, прошедшее через залежь, достигает нескольких поровых объемов.
Кривые зависимости текущей нефтеотдачи от количества прошедшей через пласт воды, построенные для ряда залежей Сураханского, Карачухурского, Бибиэйбатского, Калинского и других месторождений (рис. 1) показывают, что до значительного появления воды в скважинах или при внедрении воды в залежь до 0,6-0,8 порового объема величина нефтеотдачи резко возрастает. В дальнейшем, после значительного появления воды в скважинах, у кривых обнаруживается явная тенденция к выполаживанию.
В табл. 1 приводятся данные нефтеотдачи в зависимости от различных объемов воды, прошедшей через залежь (в поровых объемах). Вследствие того, что величина нефтеотдачи в значительной степени зависит от точности подсчета начальных. запасов нефти, нами для большей объективности приводятся также проценты от общей добычи нефти за все время разработки залежи.
Как видно из табл. 1 при одном поровом объеме воды, прошедшем через залежь, нефтеотдача достигает 47-73%, составляя в среднем 57,2%. Внедрение в залежь второго объема воды приводит к увеличению нефтеотдачи в среднем на 12,8%. В дальнейшем, по мере разработки происходит очень медленное увеличение нефтеотдачи. После прохождения через залежь третьего объема по данным семи залежей нефтеотдача возрастает на 5,1% и, наконец, после четвертого объема по данным четырех залежей нефтеотдача возрастает всего лишь на 2,4%.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что увеличение нефтеотдачи при водном воздействии в значительной степени зависит от количества воды, которое проходит через залежь. Для достижения высокой конечной величины нефтеотдачи следует пропустить через залежь 2-3 поровых объема воды.
Рассмотренные залежи нефти в караганских и чокракских отложениях Чечено-Ингушетии находятся в завершающей стадии разработки, и текущая нефтеотдача по ним близка к конечной величине.
Различие геологического строения и физических свойств продуктивных пластов обусловливает широкие пределы колебания нефтеотдачи по рассмотренным залежам - от 47 до 85%. Высокая нефтеотдача пластов объясняется рядом благоприятных факторов - высокой проницаемостью пород, активным водонапорным режимом, незначительной вязкостью нефти и большой пластовой температурой, доходящей до 90° С.
По исследованным залежам Чечено-Ингушетии, как и по залежам Азербайджана, наблюдается четкая зависимость нефтеотдачи от количества прошедшей через пласт воды (рис. 2).
В табл. 2 приведен прирост нефтеотдачи по месторождениям Чечено- Ингушетии на каждый поровый объем воды, прошедшей через пласт, а также процент от общей добычи нефти за все время разработки.
Судя по этим данным, при прохождении через пласт первого объема, воды нефтеотдача колеблется по восьми залежам от 42,3 до 78%, составляя в среднем 62%, а добыча нефти равна в среднем 89% от суммарной добычи за все время разработки. Внедрение в залежь второго объема воды приводит к увеличению нефтеотдачи по данным семи залежей в среднем на 4,9% при колебаниях по отдельным залежам от 2,4 до 13,8% или 7,1% от общей добычи нефти. Третий объем воды по данным трех залежей увеличивает нефтеотдачу в среднем на 2,7% или 4,0% от суммарной добычи за все время разработки. При прохождении через пласт четвертого объема воды прирост нефтеотдачи не превышает 1,2-1,5% общей добычи нефти.
Имеются интересные данные о динамике нефтеотдачи при прохождении через залежь до 12 поровых объемов воды по XXI пласту Ойсунгурского месторождения. Эффективность каждого последующего объема воды в отношении прироста нефтеотдачи резко снижается после 2- 3 объемов воды (табл. 3).
Приведенные фактические данные позволяют дать оценку эффективности прокачки различного количества объемов воды в отношении прироста нефтеотдачи, однако экономическая эффективность, т. е. влияние этого мероприятия на себестоимость добычи нефти, не изучена и представляет значительный практический интерес.
По платформенным залежам только по месторождениям Куйбышевской области имеются некоторые данные, позволяющие судить об изменении нефтеотдачи в зависимости от объема прошедшей через пласт воды.
Исследованные залежи нефти (В2 и пачка Д, Яблоневый Овраг; Б2, Губинское; Дп, Зольный Овраг; В2, Сызранское) приурочены к песчаным отложениям карбона и девона, которые характеризуются хорошими коллекторскими свойствами и активным продвижением контурных вод.
Текущая нефтеотдача по этим залежам колеблется от 35,4 до 74,2%, хотя все исследованные залежи разрабатываются в условиях водонапорного режима. Такое различие в текущей нефтеотдаче обусловлено различной степенью неоднородности пласта, а также значительным влиянием соотношения вязкости нефти и воды.
Вследствие того, что из большого числа разрабатываемых залежей Куйбышевской области только по двум залежам (Б2, Губинское и Б2, Яблоневый Овраг) прошло более двух объемов воды, делать выводы об эффективности прокачки различного количества объемов воды преждевременно.
Следует отметить, что влияет на нефтеотдачу пластов не только количество, но и качество закачиваемой воды. Исследования, проведенные в АзНИИ и УфНИИ, показывают, что физико-химические свойства вод оказывают большое влияние на вытеснение нефти из поровых пространств. Поэтому использование пластовых щелочных и сильноминерализованных вод, в том числе и промысловых, для нагнетания в залежь будет способствовать увеличению нефтеотдачи пластов. Если до сих пор ресурсы промысловых вод платформенных месторождений (Татария и Башкирия) были сильно ограничены вследствие того, что обводняющиеся скважины отключались из эксплуатации, то в настоящее время и в последующие годы в связи с необходимостью ввода в эксплуатацию простаивающих обводненных скважин ресурсы промысловых вод значительно увеличатся.
Необходимость прокачки через нефтяные залежи большого количества воды приводит к увеличению сроков разработки залежей.
По изученным залежам Апшеронского полуострова, характеризующимся режимом вытеснения нефти водой, нефтеотдача зависит от продолжительности разработки залежи, хотя в последней стадии эта зависимость резко уменьшается и наступает момент, когда целесообразность дальнейшей эксплуатации залежи должна быть экономически обоснована. Продолжительность разработки нефтяных залежей с водонапорным режимом, имеющих даже небольшую площадь, составляет 23-32 лет.
Анализ многолетней разработки нефтяных залежей продуктивной толщи (рис. 3) позволяет выделить три основных этапа разработки (I, II и III).
Первый этап (4-8 лет) характеризуется бурным ростом добычи нефти, достижением максимальной величины годовой добычи за все время разработки залежи и резким ее снижением в конце периода. За столь небольшой отрезок времени извлекаются основные запасы, которые колеблются в пределах - 35-77%, а в среднем составляют около 50 % от геологических запасов (табл. 4). Для крупных залежей нижнего отдела продуктивной толщи (ПК) первый этап является периодом почти безводной эксплуатации залежи, в то время как по залежам верхнего отдела наряду с нефтью извлекается значительное количество воды. Однако процент обводненности продукции скважин является минимальным.
Второй этап (5-11 лет) отличается дальнейшим, но уже более плавным снижением добычи нефти и резким увеличением процента обводненности продукции скважин. За этот промежуток времени извлекается 5-18% нефти, а в среднем 10% от геологических запасов.
Третий этап - наиболее длительный, в течение которого должна быть извлечена меньшая часть запасов до прекращения эксплуатации скважин, вследствие достижения предела экономической рентабельности. Продолжительность этапа к настоящему времени уже достигает 10-20 лет; эти сроки будут больше, так как разработка всех залежей продолжается. В течение этого периода извлекается 4-15% нефти, а в среднем около 8% от геологических запасов, однако эта величина не является конечной и в процессе дальнейшей эксплуатации несколько возрастет.
Для третьего этапа разработки характерны низкие величины годовой добычи нефти при значительном отборе воды и высокой степени обводненности продукции скважин, достигающей 95-98%.
Таким образом, основное количество нефти - около 60% от геологических запасов - извлекается в течение I и II этапов разработки. В течение III этапа разработки извлекается около 8% от геологических запасов нефти. Поэтому третий этап тоже является важным этапом разработки. Однако для достижения большей эффективности разработки залежей следует направить усилия на значительное сокращение третьего этапа за счет более раннего применения форсированного режима эксплуатации скважин и внедрения поверхностно-активных веществ или других реагентов, способствующих более полному вытеснению нефти из поровых пространств.
Совершенно иной характер динамики изменения добычи нефти наблюдается при разработке крупных платформенных залежей нефти, для которых характерно отсутствие «пики» на кривой добычи и плавное ее нарастание в течение длительного периода (15-20 лет) с последующей стабилизацией добычи и, по-видимому, столь же плавным снижением добычи нефти.
Выводы
1. Анализ геолого-статистических данных о длительно разрабатываемых залежах показал, что для достижения высокой конечной величины нефтеотдачи необходимо через залежь прокачать не менее 2-3 поровых объемов воды.
2. Величину конечной нефтеотдачи пластов следует устанавливать на основе оценки технико-экономической эффективности прироста коэффициента нефтеотдачи на каждый последующий поровый объем воды, прокачиваемый через залежь.
3. С целью использования лабораторных исследований кернов при расчете коэффициента нефтеотдачи для подсчета запасов и проектирования разработки нельзя ограничиваться определением коэффициента вытеснения нефти из керна вне зависимости от количества объемов прокачанной воды. Величина коэффициента вытеснения нефти из керна должна определяться дифференцированно в зависимости от каждого последующего объема воды с тем, чтобы использовать интервал, наиболее близкий к промысловым условиям.
4. Как показали лабораторные исследования процесса вытеснения нефти из пористых коллекторов, для увеличения нефтеотдачи залежей, разработка которых происходит с поддержанием пластового давления путем заводнения, в качестве вытесняющего агента следует рекомендовать нагнетание промысловых щелочных и сильноминерализованных вод, особенно, в разрезающих рядах нагнетательных скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аванесов В.Т., Эйвазов Э.Г., Гусейнов Г.П., Бондарев К.В. К анализу результатов и оценке перспектив процесса заводнения ПК свиты площади Чахнагляр. Тр. АзНИИ НД, в. 3, Азнефтеиздат, 1956.
2. Капишников А.Л., Садрисламов М.М., Колганов В. И. Некоторые результаты изучения нефтеотдачи пласта В2 на месторождениях Самарской Луки. Тр. ин-та Гипровостокнефть, в. 2, 1959.
3. Овнатанов С.Т., Тамразян Г.П. О коэффициенте нефтеизвлечения VI и Via горизонтов продуктивной толщи Сураханского месторождений, Нефт. хоз. № 1, 1960.
4. Проняков И.Т., Чеховская Г.Ю., Репина В.Л. К вопросу определения коэффициентов нефтеотдачи пластов с водонапорным режимом. Тр. ГрозНИИ, в. 6, 1960.
5. Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф., Колганов В.И. Эффективность современных методов разработки нефтяных залежей. Куйбышевское книжное изд., 1962.
6. Чеховская Г.Ю., Репина В.Л., Назаретов М.Б. Определение коэффициента нефтеотдачи пластов с водонапорным режимом. Тр. ГрозНИИ, в. 10, 1961.
ВНИИ
|
|
После первого объема воды |
После второго объема воды |
После третьего объема воды |
После четвертого объема воды |
На 1/1 1963 г. |
|||||
|
Месторождение, залежь |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
количество прошедшей воды (в поровых объемах) |
|
Сураханы, VI + VIa |
73,2 |
84,2 |
12,6 |
14,6 |
|
|
|
|
86,9 |
2,54 |
|
То же VII |
48,5 |
58,0 |
18,6 |
22,3 |
8,5 |
10,2 |
- |
- |
83,6 |
4,92 |
|
» VIIa |
51,9 |
70,8 |
13,1 |
17,9 |
5,4 |
7,3 |
2,9 |
4,0 |
73,3 |
3,92 |
|
» IX |
53,6 |
77,0 |
8,0 |
11,4 |
4,7 |
6,8 |
2,8 |
4,0 |
69,6 |
4,26 |
|
» НКП |
73,4 |
84,8 |
11,4 |
13,1 |
1,8 |
2,1 |
- |
- |
86,6 |
2,92 |
|
Карачугур VI |
46,8 |
67,2 |
12,8 |
18,4 |
5,8 |
8,3 |
2,5 |
3,6 |
69,7 |
5,00 |
|
То же IX |
52,8 |
74,1 |
13,0 |
18,3 |
3,4 |
4,7 |
1,6 |
2,3 |
71,2 |
4,31 |
|
» НКП |
54,9 |
73,1 |
12,1 |
16,1 |
6,2 |
8,2 |
|
- |
75,1 |
3.89 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(на 1/1 1959 г.) |
|
|
Чахнагляр, ПК |
60,2 |
79,9 |
13,5 |
17,8 |
- |
- |
- |
- |
75,4 |
>2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(на 1/1 1962 г.) |
|
|
Среднее |
57,2 |
74,3 |
12,8 |
16,6 |
5,1 |
6,8 |
2,4 |
3,5 |
76,8 |
- |
|
Месторождение, пласт |
После первого объема воды |
После второго объема воды |
После третьего объема воды |
После четвертого объема воды |
На 1/1 1963 г. |
|||||
|
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
% от общей добычи нефти |
нефтеотдача, % |
количество прошедшей воды (в поровых объемах) |
|
|
Октябрьское, |
42,3 |
89,4 |
2,6 |
5,5 |
1,9 |
4,0 |
|
|
47,3 |
3,29 |
|
То же XI . . . |
50,8 |
92,0 |
3,4 |
6,2 |
|
|
- |
- |
55,2 |
2,57 |
|
» XII . . . |
48,6 |
88,2 |
5,2 |
9,6 |
- |
- |
- |
- |
55,1 |
2,58 |
|
» XIII . . . |
77,4 |
95,9 |
2,8 |
3,4 |
- |
- |
- |
- |
80,7 |
2,26 |
|
» XVI . . . |
78,0 |
96,8 |
2,4 |
3,0 |
- |
- |
- |
- |
80,5 |
2,06 |
|
» XXII . . . |
64,2 |
90,3 |
3,7 |
5,4 |
2,1 |
2,9 |
1,0 |
1,4 |
71,0 |
4,01 |
|
» XVI . . . |
75,7 |
88,2 |
- |
|
|
- |
- |
|
85,8 |
1,91 |
|
Ойсунгурское, XXI |
59,3 |
72,3 |
13,8 |
16,8 |
4,1 |
5,0 |
1,2 |
1,5 |
82,0 |
11,8 |
|
Среднее |
62,0 |
89,1 |
4,9 |
7,1 |
2,7 |
4,0 |
1,1 |
1,4 |
70,0 |
- |
|
Поровые объемы прошедшей через пласт воды |
Нефтеотдача, % |
% от обшей добычи нефти |
Накопленная добыча, % от общей добычи нефти |
|
1 |
59,3 |
72,3 |
72,3 |
|
2 |
13,8 |
16,8 |
89,1 |
|
3 |
4,1 |
5,0 |
94,1 |
|
4 |
1,2 |
1,5 |
95,6 |
|
5 |
1,0 |
1,2 |
96,8 |
|
6 |
0,6 |
0,7 |
97,5 |
|
7 |
0,6 |
0,7 |
98,2 |
|
8 |
0,5 |
0,6 |
98,8 |
|
9 |
0,4 |
0,5 |
99,3 |
|
10 |
0,3 |
0,4 |
99,7 |
|
11 |
0,2 |
0,2 |
99,9 |
|
Залежи |
I этап |
II этап |
III этап |
Продолжительность, годы |
|||
|
продолжительность, годы |
нефтеотдача, % |
продолжительность, годы |
нефтеотдача, % |
продолжительность, годы |
нефтеотдача, % |
||
|
Чахнагляр, ПК |
4 |
50,4 |
9 |
18,0 |
10 |
4,6 |
23 |
|
Сураханы VI, VIa |
7 |
77,7 |
8 |
4,8 |
17 |
4,5 |
32 |
|
То же VII |
8 |
55,7 |
9 |
15,7 |
12 |
8,6 |
29 |
|
» IX |
5 |
42,1 |
5 |
10,7 |
20 |
15,7 |
30 |
|
» НКП1 |
6 |
69,3 |
6 |
9,7 |
18 |
6,5 |
30 |
|
Карачухур, VI |
4 |
35,1 |
7 |
18,0 |
19 |
14,1 |
30 |
|
То же IX |
5 |
58,5 |
5 |
6,9 |
18 |
4,6 |
28 |
|
» НКП |
4 |
50,4 |
4 |
9,5 |
19 |
15,1 |
27 |
|
Кала, ПК |
8 |
44,9 |
8 |
7,3 |
11 |
2,7 |
27 |
|
Раманы, ПК |
7 |
51,7 |
11 |
23,3 |
8 |
3,9 |
26 |
Рис. 1. Зависимость текущей нефтеотдачи (ηт) от количества поровых объемов (Vпор) прошедшей через пласт воды по залежам Аз. ССР.
I - Сураханы, YI+Via; 2 - Сураханы, НКП; 3 - Сураханы, VII; 4-площадь Раманы, ПКВ; 5-Кара-Чухур, НКП; 6 - Чахнагляр, ПК; 7 - Сураханы, Vila; 8 -Кара-Чухур, IX; 9 - Сураханы; IX; 10 - Кара-Чухур, VI; 11 - Балаханы, НКП; 12 -Кошанаур, V; 13 -Кала, ПК; 14 -Биби-Эйбат, XI.
Рис. 2. Зависимость текущей нефтеотдачи (ηт) от количества поровых объемов (Vпор) прошедшей через пласт воды по залежам Чечено-Ингушской АССР.
1 - Октябрьское, XIII; 2 - Октябрьское, XVI; 3 - Ташкалинское, XIII; 4 - Октябрьское XXII; 5 - Горагорское, X; 6 - Октябрьское, XX; 7 - Октябрьское, XI; 8 - Октябрьское, XII; 9 - Правобережное, XVI; 10 - Октябрьское, XXI; 11 - Октябрьское, I; 12 - Горячеисточненское, XVIII; 13 - Октябрьское, II; 14 - Октябрьское, XIX.
Рис. 3. Динамика добычи нефти в процессе разработки залежей Азербайджана.
1 - Чахнагляр, ПК; 2- Кала, ПК; 3 - Раманы, ПКВ; 4-Кара-Чухур, IX; 5 - Кара-Чухур, VI; 6 -Сураханы, НКП1; 7 - Сураханы, IX; 8 - Сураханы, VII.