|
УДК 553.98:622.276.057(574.1) |
Распределение запасов нефти и нефтеотдача коллекторов месторождения Узень
М.Л. СУРГУЧЕВ, А.В. ЧЕРНИЦКИЙ, М.К. СИЗОВА (ВНИИ)
На месторождении Узень пробурено свыше 1800 скважин. Геофизические материалы более чем в половине из них проинтерпретированы по известной методике [2].
В разрезе XIII-XVIII горизонтов выделяется свыше 50 обособленных продуктивных пластов. По ним накоплен большой объем исходной информации, включающей десятки тысяч индивидуальных определений и характеристик и дающей возможность с высокой степенью детальности и точности изучить строение объектов разработки. Для полноценного использования столь обширного материала разработана и создана информационно-поисковая система (ИПС) «Узень», позволяющая оперативно осуществлять многократный подбор и обработку сведений, относящихся к тому или иному изучаемому показателю или объекту.
ИПС «Узень» представляет собой комплекс программ для автоматической записи, систематизации, хранения и обработки геолого-геофизической информации о продуктивных пластах, реализованной на ЭВМ БЭСМ-6 [4]. Помимо данных об эффективной мощности и проницаемости пласта в каталоге ИПС содержатся материалы о координатах пробуренных скважин, положении начальных контуров нефтеносности по каждой продуктивной пачке, о тектонических нарушениях и т.д. Система позволяет производить графические построения и расчеты, связанные с пространственным распространением нефтеносных коллекторов в объеме залежей.
По специальной программе производится определение нефтеносных объемов в пределах заданного пласта, пачки пластов или горизонта, блока или всей залежи. Важной особенностью системы является возможность ограничивать отбор информации произвольным диапазоном значений проницаемости, в частности выборочно рассчитывать продуктивные объемы только тех пластов, характеристика проницаемости которых соответствует заранее заданному диапазону значений.
С помощью ИПС стало возможным выполнить детальную дифференциацию и оценку начальных балансовых запасов нефти XIII-XVIII горизонтов месторождения Узень по 961 скважине. При этом основной задачей такой оценки являлась не ревизия суммарных запасов нефти, а только изучение их структуры, т.е. характера распределения по площади, разрезу, пластам с разными фильтрационными свойствами. При раздельном подсчете запасов по пластам с неодинаковой фильтрационной характеристикой применялись различные коэффициенты нефтенасыщенности пород. Наличие устойчивой корреляционной связи между проницаемостью и нефтенасыщенностью [3] позволило использовать разные значения коэффициента последней для низко-, средне-, и высокопроницаемых коллекторов. К первой категорий были отнесены пласты проницаемостью менее 50, ко второй 50-150 и к третьей 150 мД и более. Категория низкопроницаемых коллекторов была разделена на две подкатегории. Первая включает пласты проницаемостью от 10 (крайнее значение параметра, принятое при подсчете запасов, утверждаемых ГКЗ СССР) до 20-30 мД (нижний предел при условии закачки холодной воды [1]); ко второй относятся продуктивные отложения проницаемостью от 25-30 до 50 мД. Третья категория в соответствии с классификацией узеньских коллекторов [3] разделена на подкатегории, соответствующие пластам с проницаемостью от 150 до 400 мД и более.
Оценка запасов производилась по следующей схеме. Составлялся адрес на каждый анализируемый участок залежей, по которому на ЭВМ рассчитывались объемы продуктивных пластов, пачек и горизонтов в целом. Затем эти объемы умножались на средние для данного горизонта значения коэффициентов пористости, плотности нефти и на пересчетный коэффициент, а также на коэффициент нефтенасыщенности, соответствующий данному интервалу проницаемости.
В результате была осуществлена детальная оценка начальных балансовых запасов нефти по горизонтам, пластам, пачкам и участкам блоков в каждом из пяти заданных интервалов проницаемости. Балансовые запасы по месторождению оказались практически равными утвержденным. Распределение начальных балансовых запасов по диапазонам проницаемости и обобщенные результаты их оценки приведены в табл. 1.
Наибольший объем запасов оказывается приуроченным к коллекторам с проницаемостью от 50 до 150 мД - более 30% всех балансовых запасов XIII-XVIII горизонтов. В коллекторах с проницаемостью ниже 50 мД содержится в целом свыше 20% запасов XIII-XVIII горизонтов, а в некоторых из них еще больше (в XIII 29,6, XVIII 36,8%). Заметная доля (8,7%) приходится на пласты с проницаемостью менее 20 мД.
Запасы нефти, приуроченные к высокопроницаемым коллекторам (150 мД и более), составляют в сумме 47,7% от общих начальных балансовых запасов месторождения. Половина их сосредоточена в XIV горизонте. Среди высокопроницаемых коллекторов, как отмечалось, выделена категория с проницаемостью более 400 мД, содержащая свыше 1/5 всех запасов.
Приведенные значения объемов запасов на месторождении с различной проницаемостью показывают, в каком широком диапазоне изменяются свойства пластов, как неоднородны коллекторы по своей фильтрационной характеристике и как велика доля запасов в малопроницаемых пластах.
Более наглядно это можно представить, изобразив (рис. 1) распределение запасов нефти по проницаемости в виде кривых f(K) и F(K).
Средневзвешенное значение проницаемости в целом по месторождению составляет 235 мД. Более 70% запасов нефти приурочено к пластам и прослоям с проницаемостью ниже этой величины, а минимальное значение проницаемости пластов, запасы которых отнесены к промышленным, в 23 раза меньше средневзвешенного.
Запасов, связанных с пластами, обладающими проницаемостью выше 235 мД, на месторождении менее 30%, а отношение максимальной проницаемости к средней в этой группе достигает 7-10. Дисперсия среднего значения проницаемости составляет 1,16, что значительно больше, чем для месторождений Урало-Поволжья.
Рассмотрение структуры начальных балансовых запасов, их распределение по коллекторам с различными фильтрационными характеристиками представляет большой интерес при анализе условий заводнения продуктивных пластов.
В последние годы на месторождении Узень наблюдается относительно быстрый рост обводненности добываемой продукции. Известно, что эффективность процесса заводнения определяется многими факторами, среди которых важную роль играют система нагнетания, вязкость нефти, прерывистость нефтеносных пластов, состояние призабойных нагнетательных и эксплуатационных скважин и др. Очень большое значение имеет и неоднородность заводняемых объектов по проницаемости.
Для оценки роли естественной неоднородности пластов XIII- XVIII горизонтов по проницаемости и соотношению вязкостей нефти и воды в характеристике процесса заводнения была рассмотрена следующая приближенная расчетная (идеализированная) схема. Все эксплуатационные объекты месторождения представлены как единый многослойный неоднородный пласт, запасы в котором распределены по разобщенным слоям с различной средней проницаемостью, соответствующей выделенным выше диапазонам проницаемости. Мощность слоев пропорциональна доле балансовых запасов, характеризующихся той или иной проницаемостью (рис. 2). Дренирование этого схематизированного пласта происходит с помощью эксплуатационной и нагнетательной галерей при постоянных условиях. В заводненных и в нефтяных зонах фильтрационные сопротивления остаются равными, т.е. снижения фазовой проницаемости и вязкости жидкости в заводненной зоне однозначны. Выработка слоев при этом будет происходить пропорционально средним значениям их проницаемости, а прорыв воды в эксплуатационную галерею - от более проницаемых слоев к менее проницаемым.
Когда полностью обводнится слой (см. рис. 2) с самой высокой проницаемостью (диапазон 800-1200 мД, Кпр.ср=1059 мД), положение фронта воды в других слоях (показано одинарной вертикальной линией) окажется пропорциональным средним значениям их проницаемости; линия фронта нагнетания будет описываться кривой 1. К следующему моменту - полному обводнению слоя со средней проницаемостью 600 мД (диапазон 400- 800 мД) - положение фронта воды сместится (показано двойной вертикальной линией) и линия фронта нагнетания будет описываться кривой 2 и т. д.
С учетом изложенных выше упрощений процесса фильтрации, обводненность добываемой продукции в каждый рассматриваемый момент определяется формулой
где
и hB - средние
значения проницаемости и эффективной мощности обводнившихся слоев,
и hн - средние
значения проницаемости и эффективной мощности еще не обводнившихся слоев.
Коэффициент вытеснения нефти водой в заводненном объеме принят равным для всех пластов (0,62). При этом, однако, учитывается, что в коллекторах с разной средней проницаемостью достигается различный охват дренированием, обусловленный их прерывистостью. Коэффициент охвата дренированием принят равным при проницаемости: 10-20 мД 0,5, 20-50 мД 0,6, 50- 150 мД 0,7 и более 150 мД 0,9. Это соответствует фактическому состоянию неоднородности горизонтов на месторождении и охвату их дренированием. Низкопроницаемые пласты характеризуются большей прерывистостью и меньшим охватом по мощности в скважинах, не превышающим 0,5.
Исходя из этих условий, получили следующие соотношения между обводненностью и текущей относительной нефтеотдачей, вычисленной в процентах к конечной проектной нефтеотдаче (табл. 2).
Соотношение этих показателей для различных этапов разработки показывает, что на месторождении Узень весьма высокая неоднородность по проницаемости начальных балансовых запасов нефти эксплуатационных объектов XIII-XVIII горизонтов предопределяет относительно высокий темп обводнения добываемой продукции. Полученные в условиях идеализированной модели характеристики близки к реальным.
Вместе с тем действительные условия разработки месторождения характеризуются наличием целого ряда факторов, отрицательно влияющих на эффективность заводнения, увеличивающих неоднородность разреза и приводящих к росту темпа обводнения добываемой продукции.
Одним из таких факторов, по-видимому, является выпадение парафина (по крайней мере в призабойных зонах пластов) при изменениях термодинамического режима, что вызывает ухудшение фильтрации в первую очередь в низкопроницаемых разностях пластов и, как следствие, частичное или полное выключение их из процесса дренирования.
Если предположить, что слои, представляющие продуктивные пласты с проницаемостью до 50 мД, полностью выведены из дренирования, то динамика расчетных показателей обводнения добываемой продукции и относительной нефтеотдачи будет характеризоваться следующим образом (табл. 3).
Сопоставление этих показателей процесса заводнения с аналогичными в идеальных условиях без учета выпадения парафина свидетельствует о том, что последнее ведет к закупориванию пор низкопроницаемых коллекторов и в итоге к меньшей нефтеотдаче при большой обводненности продукции.
Однако на первых этапах разработки это различие мало заметно, так как выработка низкопроницаемых пластов осуществляется медленным темпом и доля от их эксплуатации в добываемой продукции незначительна. В дальнейшем расхождение становится существенным и обусловливает гораздо более низкую конечную нефтеотдачу.
Если из дренируемого объема залежей в результате осложнений условий разработки будут исключены все коллекторы с проницаемостью менее 50 мД, что вполне возможно, то трудно рассчитывать на достижение проектной конечной нефтеотдачи пластов при обычном заводнении.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Влияние геологических особенностей разреза отложений и нижнего предела проницаемости на изменения коэффициента охвата процессом вытеснения / З.К. Рябинина, В.В. Воинов, С.В. Сафронов и др.- Сб. науч. трудов ВНИИ. Сер. Исследования в обл. нефтепромысл. геол. Вып. 50, 1974, с 129-137.
2. Долина Л.П., Иванчук Л.Ф. К вопросу об изучении проницаемости продуктивных горизонтов XIII-XVIII месторождения Узень по промыслово-геофизическим данным. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1969, № 2, с. 37-41.
3. Особенности геологического строения нефтяного месторождения Узень. - Труды ВНИИ, М„ вып. 63, 1977.
4. Применение информационно-поисковой системы для изучения продуктивных пластов месторождения Узень / Е.Н. Веденяпин, А.К. Полянский, Ю.К. Черевычкин, А.В. Черницкий. - Нефтегаз, геол. и геофиз, 1978, № 1, с. 41-44.
|
Диапазон проницаемости нефтенасыщенных коллекторов, мД |
Горизонты |
Всего по XIII-XVIII горизонтам |
|||||
|
XIII |
XIV |
XV |
XVI |
XVII |
XVIII |
||
|
10-20 |
14,0 |
6,9 |
6,2 |
4,5 |
12,9 |
10,0 |
8,7 |
|
32,4 |
34,8 |
9,2 |
5,2 |
15,2 |
3,2 |
100,0 |
|
|
20-50 |
15,6 |
10,1 |
17,2 |
11,2 |
10,9 |
26,8 |
12,8 |
|
24,5 |
34,6 |
17,5 |
8,8 |
8,8 |
5,9 |
100,0 |
|
|
50-150 |
24,7 |
28,7 |
42,5 |
36,8 |
29,7 |
37,8 |
30,8 |
|
16,0 |
40,8 |
17,9 |
11,9 |
9,9 |
3,5 |
100,0 |
|
|
150-400 |
22,5 |
30,2 |
21,7 |
33,9 |
25,9 |
10,7 |
27,0 |
|
16,8 |
49,1 |
10,5 |
12,5 |
9,8 |
1,2 |
100,0 |
|
|
>400 |
23,2 |
24,0 |
12,3 |
13,6 |
20,4 |
14,7 |
20,7 |
|
22,8 |
50,8 |
7,7 |
6,6 |
10,1 |
2,0 |
100,0 |
|
|
Всего |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
|
20,1 |
43,8 |
13,0 |
10,0 |
10,2 |
2,9 |
100,0 |
|
Примечание. Доля запасов, от суммарных %: в числителе - от суммарных горизонта, в знаменателе - диапазона.
|
Относительная нефтеотдача, % |
Обводненность продукции, % |
|
26,8 |
38,3 |
|
39,1 |
65,6 |
|
66,1 |
88,9 |
|
76,8 |
91,8 |
|
98,4 |
97,6 |
|
100 |
99,4 |
|
Относительная нефтеотдача, % |
Обводненность продукции, % |
|
26,3 |
39,3 |
|
38,2 |
67,2 |
|
64,1 |
91,1 |
|
73,4 |
94,0 |
|
85,7 |
100 |
Рис. 1. Распределение балансовых запасов нефти месторождения Узень по проницаемости.
Кривые распределения балансовых запасов: 1 - дифференциальная - f (К), 2 - интегральная - F (К)
Рис. 2. Идеализированная схема процесса заводнения.
Кривые 1-6 - положение фронта нагнетания на момент обводнения соответствующего слоя