|
УДК 622.276.344:551.763.(470.6) |
Предварительная оценка влияния скорости перемещения водо-нефтяного контакта на коэффициент нефтеотдачи в нижнемеловой залежи Карабулак-Ачалукского месторождения
А.И. Камышникова, А.А. Сенько
Нижнемеловая залежь нефти Карабулак-Ачалукского месторождения приурочена к коллектору трещиновато-пористого типа, представленному песчаниками и алевролитами [1]. Предполагается, что основные запасы нефти заключены в межгранулярных порах породы с очень низкой проницаемостью (0,1-0,01 мД) и основным механизмом вытеснения нефти из нее являются капиллярные процессы, которые в условиях пласта происходят очень медленно [1,2].
Вопрос выбора оптимальных темпов разработки подобных залежей является важным и до настоящего времени неизученным.
Накопленный десятилетний опыт разработки рассматриваемой залежи и значительная степень ее обводнения позволяют оценить ориентировочно влияние скорости перемещения водо-нефтяного контакта на коэффициент нефтеотдачи и соответственно темпа извлечения нефти из пласта на эффективность капиллярного вытеснения нефти водой.
На 1/1 1971 г. залежь заводнена примерно на 70% от ее первоначального объема и находится в завершающей стадии разработки.
В связи с тем, что начальное пластовое давление в своде залежи было близко к давлению насыщения нефти газом, в процессе разработки залежи образовалась газовая шапка.
На 1/1 1971 г. газовая шапка занимает около 9% первоначального объема залежи. Площадь нефтеносности составляет 40% начальной.
Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления. В результате нагнетания воды пластовое давление за последние три года в среднем по залежи практически не уменьшается, однако в центральной части оно несколько снижается.
Для оценки влияния скорости подъема ВНК на коэффициент нефтеотдачи использовались фактические данные разработки основной части залежи - западного блока (рис. 1).
Коэффициент нефтеотдачи определялся как отношение добычи нефти, полученной из объема залежи, заводненного в течение рассматриваемого периода, к геологическим запасам нефти, содержавшимся в этом объеме.
В связи с тем, что до 1967 г. залежь в основном разрабатывалась на упруго водонапорном режиме, добыча нефти из заводненного объема подсчитывалась как разность между суммарной добычей и добычей, полученной за счет упругих сил пласта и жидкости из оставшейся нефте- и газонасыщенной части залежи.
Коэффициенты нефтеотдачи определялись по результатам обводнения западного блока за весь период разработки и по годам, для чего использовались фактические данные о перемещении водо-нефтяного контакта за последние шесть лет. Определение высоты подъема ВНК за каждый год разработки производилось по средневзвешенному по площади положению поверхности ВНК в залежи на первое января каждого года. Для этой цели строились карты поверхности ВНК по фактическим данным обводнения скважин и залежи. Изменение средневзвешенного положения ВНК в течение года отражает среднюю заводненную мощность за этот период разработки залежи.
Заводненные объемы залежи и запасы нефти в них определялись по графикам зависимости объемов и геологических запасов нефти от гипсометрических отметок. Графики были построены по данным специальных исследований в оценочных скважинах, изучения кернового материала и геофизических исследований.
Во втором варианте оценка зависимости коэффициента нефтеотдачи от скорости перемещения ВНК произведена за весь период разработки раздельно по двум частям западного блока, примерно равным по объему пород, одинаковым по литолого-физической характеристике коллектора, плотности размещения скважин и другим показателям и резко отличающимся по темпу их разработки. Таким образом, возможное различие значений коэффициентов нефтеотдачи, полученных по частям западного блока, может быть обусловлено в основном темпами разработки.
Восточная часть блока уже в настоящее время практически выработана до газо-нефтяного контакта, а западная заводнена только на 51% от ее начального объема.
Как видно из карты поверхности ВНК на 1/1.1971 г. (см. рис. 1), в восточной части блока ВНК находится в среднем на гипсометрической отметке -1730, а в западной -1850 м. Такое различие в положении ВНК связано с тем, что центральная часть залежи оказалась под меньшим влиянием закачиваемой воды, в связи с чем ВНК в этой части перемещался медленно, пластовое давление продолжало снижаться и газовая шапка, хотя и незначительно, расширялась.
С целью поддержания давления в центральной части залежи помимо мероприятий, проведенных по этому участку, производилось более интенсивное нагнетание воды в восточную часть блока.
Все необходимые параметры определялись такими же методами, как и в первом варианте подсчетов.
Определение запасов в объемах произведено раздельно для западного и восточного участков.
По полученным данным была построена зависимость коэффициента нефтеотдачи от высоты перемещения ВНК за год, т.е. скорости его подъема в год (рис. 3, кривая 2). По этой зависимости отмечается уменьшение коэффициента нефтеотдачи с увеличением скорости перемещения водо-нефтяного контакта в залежи.
В результате сопоставления данных об изменении коэффициентов капиллярного вытеснения нефти водой из блоков породы реальных размеров в залежи и коэффициента нефтеотдачи от скорости перемещения ВНК устанавливается, что основной причиной уменьшения коэффициента нефтеотдачи с увеличением скорости подъема водо-нефтяного контакта является более резкое уменьшение при этом коэффициента охвата залежи заводнением.
Как отмечалось ранее, нефть из пористых блоков породы рассматриваемой залежи вытесняется преимущественно в результате капиллярного впитывания воды в них. Скорости капиллярной пропитки и коэффициенты вытеснения нефти из блоков породы в значительной степени зависят от их линейных размеров [2, 3].
Размеры блоков породы и их количественное соотношение в объеме залежи на данное время точно установить затруднительно. Ориентировочно определенные по данным о густоте и плотности трещин в породе, а также расчетным путем они изменяются от 2 до 500 см.
По данным лабораторных исследований, проведенных на образцах пород, и по данным вытеснения нефти фильтратом бурового раствора из кернов оценочных скважин, была получена экспериментальная зависимость коэффициентов вытеснения керосина и нефти водой от времени при капиллярной противоточной пропитке образцов породы водой [2].
Используя указанную зависимость, были построены аналогичные кривые для реальных блоков в залежи (рис. 2). Время, необходимое для вытеснения данной доли нефти из реальных блоков породы, определялось пропорционально соотношению вязкости воды и квадрату размеров блоков [3].
Как видно из рис. 2, при одном и том же времени капиллярной пропитки коэффициенты вытеснения нефти из блоков породы больших размеров составляют значительно меньшие величины.
Задаваясь различными скоростями подъема ВНК в залежи, определяли время его перемещения до свода залежи. Соответственно этому времени, используя кривые на рис. 2, были получены значения коэффициентов вытеснения нефти водой из блоков породы различных размеров при соответствующих скоростях (рис. 3, кривые 1).
Как видно из рис. 3, коэффициенты вытеснения незначительно уменьшаются с увеличением скоростей.
По полученным данным о коэффициентах вытеснения и нефтеотдачи были определены коэффициенты охвата залежи заводнением при соответствующих скоростях перемещения ВНК. В связи с отсутствием точных данных о размерах блоков породы, коэффициенты охвата определялись в двух вариантах: в первом предполагалось, что порода залежи разбита трещинами на блоки размерами от 2 до 25 см и во втором - от 2 до 500 см.
В первом случае коэффициент вытеснения нефти равен 0,65 и при всех скоростях подъема ВНК практически одинаковый, во втором - принималась закономерность изменения коэффициента вытеснения от скорости по кривой для блока породы размером 100 см, принятым как средний размер блоков в залежи. Соответственно указанным зависимостям Квыт = f(V) и Кн.о=f(V) были получены зависимости Кохв=f(V).
Сопоставляя изменение коэффициентов вытеснения, нефтеотдачи и охвата в функции от скорости перемещения ВНК, видим, что наиболее интенсивно с увеличением скорости уменьшается коэффициент охвата.
Наличие в залежи блоков породы различных размеров, а также значительное изменение в ее объеме проницаемости, обусловленной вторичными пустотами (от 1 до 40 мД), может быть причиной неравномерного подъема ВНК по залежи.
При больших скоростях его перемещения будет наблюдаться более резкое различие в высоте подъема ВНК по трещинам с различной проницаемостью, что может привести к искусственному завышению размеров блоков породы, охваченных нагнетаемой водой, и к ухудшению условий капиллярного вытеснения нефти водой.
Приведенные данные являются результатом предварительных исследований и будут уточняться в процессе дальнейшей разработки залежи.
Экспериментальная зависимость коэффициента вытеснения керосина и нефти водой от времени является не окончательной, работы по изучению скоростей капиллярной пропитки и коэффициентов вытеснения продолжаются.
Кроме того, зависимости коэффициентов вытеснения нефти водой из блоков породы, характерных для реальных пластов, получены предположения полного подобия лабораторных экспериментов с пластом. В действительности, чем больше размер блока породы, тем он больше будет отличаться по своим физическим свойствам от изучаемых образцов в связи с крайней неоднородностью коллектора в залежи. Коэффициенты вытеснения нефти водой при капиллярной противоточной пропитке таких блоков могут оказаться меньшими, чем приведенные на рис. 2. Но, несмотря на неточность определений, на данное время абсолютных значений коэффициентов вытеснения и охвата, характер зависимости их от скорости подъема ВНК в залежи, вероятно, мало изменится с уточнением указанных коэффициентов и при подтверждении полученной зависимости Кн.о=f(v).
В связи с тем, что коэффициенты вытеснения почти не зависят от реальных величин скорости перемещения водо-нефтяного контакта в залежи, основной причиной полученного изменения коэффициента нефтеотдачи от скорости подъема ВНК является, вероятно, уменьшение коэффициента охвата залежи заводнением при больших скоростях.
Таким образом, по предварительным данным получается, что при условии разработки залежи с поддержанием пластового давления при достаточно низких скоростях перемещения водо-нефтяного контакта коэффициент нефтеотдачи в нижнемеловой залежи Карабулак-Ачалукского месторождения может быть большим, чем фактически полученный за предшествующий период разработки (25%). Однако при очень малых скоростях перемещения водо-нефтяного контакта разработка залежи может оказаться очень длительной и нерациональной. Поэтому выбор оптимальных скоростей подъема ВНК, а соответственно и темпов отбора нефти, должен производиться с помощью технологического и технико-экономического анализа показателей разработки залежи, определенных при разных скоростях перемещения ВНК.
По предварительным технологической и технико-экономической оценкам показателей разработки нижнемеловой залежи Карабулак-Ачалукского месторождения наиболее рациональной является разработка ее при средней скорости подъема ВИК 20 м/год. Максимальные темпы отбора нефти при этом составляют в год 6% от извлекаемых запасов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Майдебор В.Н., Сенько А.А., Камышникова А.И., Таташев К.X. Проектирование разработки нижнемеловой залежи нефти месторождения Карабулак-Ачалуки, приуроченной к пористо-трещинному типу коллектора. Труды СевКавНИИ, вып. Ill, М., «Недра», 1967.
2. Сенько А.А., Камышникова А.И., Багов М.С., Инюткина А.В. Оценка скорости капиллярного вытеснения нефти водой из блоков породы аптской залежи месторождения Карабулак-Ачалуки. Труды СевКавНИПИнефть, вып. XI, Орджоникидзе, «Ир», 1972.
3. Mattaks С.С., Kyte I.R. Imbibation oil Recovery from Tractured Water-Drike Reservoir. Society of petroleum engeneers journal, vol. 2, June, 1962.
СевКавНИПИнефть
Рис. 1. Карта поверхности ВНК.
1 - скважины эксплуатационные и бывшие в эксплуатации; 2 -скважины нагнетательные; 3 - начальный внешний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности на I/I -1971 г.; 5 - изогипсы поверхности ВНК на 1/1-1971 г.; 6 - точки вскрытия кровли II горизонта апта; 7 - линии тектонических нарушений.
Рис. 2. Зависимости коэффициентов вытеснения нефти водой Квыт от времени t из блоков породы различных размеров I при капиллярной противоточной пропитке.
Рис. 3. Зависимость коэффициентов вытеснения Квыт, нефтеотдачи Кн.о и охвата Кохв от скорости подъема водо-нефтяного контакта V.
1 - Квыт=f(V); 2 - Кн.о=f(V); 3 - Кохв=f(V) при наличии в залежи блоков породы размерами от 2 до 25 см; 4 - Кохв=f(V) при наличии в залежи блоков породы размерами от 2 до 500 см; 5 - размеры блоков породы, см; 6 - коэффициенты нефтеотдачи, определенные за весь срок разработки по отдельным частям западного блока; 7 - коэффициенты нефтеотдачи, определенные по годам в целом по заданному блоку.