|
УДК 622.276.344 |
Геолого-технологические факторы, определяющие нефтеотдачу залежей в завершающей стадии их эксплуатации
В. 3. КАРПУШИН, К. И. КОВАЛЕНКО (ВНИГНИ), Н. Н. ЛИСОВСКИЙ (Миннефтепром)
Один из реально достижимых аспектов поддержания достигнутых уровней добычи нефти в целом по стране наряду с открытием и вводом в промышленную эксплуатацию новых месторождений - повышение нефтеотдачи уже разрабатываемых залежей.
Пути решения указанной задачи во многом определяются результатами исследований влияния комплекса природных (геологических) и технологических факторов на динамику показателей разработки и конечную нефтеотдачу месторождений. Несмотря на значительное число публикаций, отдельные составные части этой проблемы изучены недостаточно полно, а по некоторым из них существуют противоречивые мнения. Так, все еще двояко трактуется вопрос о возможности достижения по водонефтяным зонам (ВНЗ) залежей значений нефтеотдачи, близких к чисто нефтяным участкам пластов, о степени влияния плотности сетки эксплуатационных скважин и темпов разбуривания на конечный коэффициент нефтеизвлечения.
Вместе с тем в настоящее время создались объективные предпосылки и условия для получения достаточно обоснованных ответов на перечисленные вопросы. Они заключаются в том, что в ряде старых нефтедобывающих районов большое число месторождений вступило в завершающую стадию эксплуатации. При этом, характеризуясь единым принципиальным подходом к системе разработки - с использованием жесткого комбинированного (законтурного в сочетании с внутриконтурным) заводнения, они отличаются друг от друга как по природной кондиционности, так и по фактически реализованным технологическим показателям - плотности сетки скважин, темпам отбора нефти и др. В подобной ситуации, учитывая, что при высоком уровне обводненности залежей (свыше 90 %) достигнутые значения показателей разработки близки к конечным, геолого-промысловые материалы эксплуатации таких месторождений можно использовать в качестве надежной информации для исследования связи нефтеотдачи с различными геолого-технологическими факторами.
В статье излагаются основные результаты исследования, проведенного применительно к залежам пластов ДI и ДIV Шкаповского и ДI Туймазинского месторождений по состоянию на начало 1981 г.
Эти объекты вступили в завершающую стадию эксплуатации, в процессе которой (на ее сравнительно раннем этапе) приуроченные к ним залежи нефти благодаря бурению и освоению внутриконтурных разрезающих рядов нагнетательных скважин были разделены на самостоятельные участки и зоны разработки. Причем, согласно данным, представленным в табл. 1 (графы 5-7), последние заметно отличаются друг от друга рядом характеризующих их природных и технологических параметров.
Например, по отдельным участкам и зонам разработки начальная площадь ВНЗ от общей площади залежи изменяется от 62,6 до 100%, плотность сетки эксплуатационных скважин - от 27*104 до 68*104 км2/скв, среднегодовые темпы отбора нефти - от 0,95 до 2,27 % начальных геологических запасов, а текущая нефтеотдача - от 29,4 до 56,8 %.
Высокая степень дифференцированности абсолютных значений перечисленных показателей по объектам разработки позволила провести достаточно объективный статистический анализ характера и масштабов их влияния на нефтеотдачу исследуемых залежей.
В первую очередь было изучено воздействие начальных размеров ВНЗ на показатели разработки и коэффициент извлечения нефти из пластов.
Учитывая, что в условиях жесткого искусственного заводнения обводненность добываемой продукции служит одним из важнейших показателей, определяющих стадию разработки месторождения, ее конечную продолжительность и достигнутый уровень выработки запасов нефти, этот параметр был выбран в качестве исходного для оценки влияния размеров ВНЗ на нефтеотдачу. Поэтому для всех исследуемых участков и зон разработки рассчитывалась текущая нефтеотдача залежей (hтек) на различных этапах обводненности продукции в пластовых условиях (от 20 до 90 %) с интервалом в 10 % и эти значения сравнивались с начальными размерами ВНЗ (Sвнз), выраженными в процентном отношении от общей площади нефтеносности.
Как показал анализ полученных данных (табл. 2, рис. 1), практически на всех фиксируемых этапах разработки залежей между указанными параметрами отмечается четкая статистическая зависимость типа hтек = f (Sвнз), носящая обратно пропорциональный характер.
Выявленная зависимость свидетельствует о том, что фактически достигнутые по рассматриваемым объектам значения hтек для различных, но сравнимых между собой уровней обводненности продукции были тем меньше, чем большими Sвнз характеризовались залежи. Кроме того, заметное снижение рассчитанных для нее абсолютных значений коэффициентов корреляции по мере роста обводненности продукции (от 0,86 до 0,62) является подтверждением ранее сделанных выводов [1], что влияние природных факторов на показатели разработки и текущую нефтеотдачу месторождений наиболее ощутимо на ранних стадиях эксплуатации.
Как свидетельствуют данные табл. 1 (графа 5), рассматриваемые объекты существенно различаются по одному из наиболее весомых технологических показателей - плотности сетки эксплуатационных скважин.
Результаты проведенного исследования показали, что значительная дифференциация отдельных участков и зон разработки изучаемых месторождений по величине достигнутых значений hтек во многом обусловлена изменением плотности сетки скважин. Подтверждением этому служит установленная для изучаемой группы объектов зависимость между плотностью сетки и среднегодовой добычей нефти, приходящейся на 104 м2 начальной площади нефтеносности. Она характеризуется относительно высоким значением коэффициента корреляции (r=-0,79) и описывается уравнением регрессии вида T=0,33-0,0051*П, где П - плотность сетки эксплуатационных скважин, 104 м2/скв.; Т - среднегодовая добыча нефти на 104 м2 начальной площади нефтеносности, тыс. т/104 м2.
В качестве еще одного подтверждения наличия связи hтек с П, особенно на средних и поздних стадиях разработки, можно использовать зависимость между указанным технологическим параметром и удельной добычей нефти (Qy) на различные этапы обводненности продукции, эмпирические кривые регрессии которой представлены на рис. 2. Характер кривых свидетельствует о том, что на различных уровнях обводненности продукции (40, 60 и 80%) для всех участков разработки отмечается явно выраженная тенденция увеличения накопленной добычи нефти в пересчете на 104 м2 и 1 м начальных соответственно площади нефтеносности и эффективной нефтенасыщенной толщины с изменением плотности сетки эксплуатационных скважин в интервале от (35-40)*104 до 16*104 м2/скв. Вместе с тем эти изменения относительно незначительны для интервала плотности сетки от 40*104 до 70*104 м2/скв. - кривые выполаживаются.
Для указанных этапов обводненности продукции кривые регрессии описываются соответственно следующими уравнениями:
где Qy - удельная накопленная добыча нефти (тыс. т) на 104 м2 и 1 м начальных площади нефтеносности и эффективной нефтенасыщенной толщины.
Увеличение абсолютных значений корреляционных отношений рассматриваемых кривых по мере роста уровня обводненности продукции (соответственно 0,560; 0,590 и 0,662) также служит подтверждением вывода, что на более поздних стадиях разработки месторождений влияние технологических факторов на ее показатели и нефтеотдачу возрастает.
Сравнение значений hтек, характеризующихся наличием обширных ВНЗ, с чисто нефтяными участками разработки (центральные зоны пластов Д1 и Дiv Шкаповского месторождения) показывает, что для последних величина этого показателя на 15-20 % выше. Отмеченное обстоятельство, во-первых, связано с тем, что даже в условиях внутриконтурного заводнения безводный период эксплуатации скважин в центральных зонах разработки (а следовательно, и накопленная добыча нефти) был в среднем в 3-4 раза продолжительнее, чем на участках залежей, подстилаемых подошвенной водой, во-вторых, в пределах участков с обширными ВНЗ реализовывались сетки эксплуатационных скважин значительно более редкие, чем в ЧНЗ, что, естественно, усложняло процесс выработки нефти из пласта [2]. Однако в отличие от существующих представлений фактические данные позволяют утверждать, что благодаря своевременному проведению соответствующих технологических мероприятий (в частности, уплотнение сетки эксплуатационных скважин на сравнительно ранних стадиях разработки) можно достигнуть высоких значений нефтеотдачи для залежей с обширными ВНЗ. Например, юго-восточная и южная зоны пласта ДI и северо-западная зона пласта ДIV Шкаповского месторождения так же, как и XVII участок разработки Туймазинского, характеризуются достаточно большими величинами hтек (от 45 до 57 %), полученными главным образом за счет уплотнения сетки скважин на относительно ранней стадии их эксплуатации, когда обводненность залежей не превышала 25-30 %. При этом необходимо отметить, что по абсолютному значению плотность сетки перечисленных объектов оказалась близкой к плотности разбуривания ЧНЗ.
Целесообразность максимального уплотнения сетки эксплуатационных скважин в начальный период промышленного освоения месторождений объясняется тем, что в этом случае сразу же обеспечиваются условия, позволяющие эффективно проводить мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, поддержанию пластового давления и комплексному обустройству промыслов, благодаря чему создаются благоприятные предпосылки для равномерной во времени и в пространстве и более полной выработки запасов нефти. Наряду с этим проводка уплотняющих скважин на этапе массового эксплуатационного разбуривания залежей обходится гораздо дешевле, чем на поздних стадиях разработки.
Изложенные выше результаты исследования о влиянии различных геолого-технологических факторов на нефтеотдачу залежей, находящихся в завершающей стадии эксплуатации, позволяют сделать следующие обобщающие выводы.
Наличие подошвенной воды на значительных по площади участках месторождений платформенного типа, разбуренных по редкой сетке скважин (в 2-3 раза меньшей, чем в ЧНЗ), заметно влияет на полноту выработки нефти из пластов и ощущается уже на начальных стадиях разработки. Потери в нефтеотдаче при этом могут достигать 20-25 %.
Наиболее существенный технологический фактор, способствующий оптимизации разработки залежей с обширными ВНЗ и достижению по ним высоких значений нефтеотдачи, при прочих равных условиях (характеристике фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, системе заводнения и т. п.), - плотность сетки эксплуатационных скважин.
Применительно к изучаемым эксплуатационным объектам (Туймазы, Шкапово), фактическая плотность разбуривания которых изменяется от 68*104 до 16*104 м2/скв, можно констатировать, что по залежам с обширными ВНЗ реально достижимы высокие значения коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи, близкие к таковым в пределах ЧНЗ, т. е. порядка 45-60 %. Для этого плотность сетки эксплуатационных скважин в ВНЗ должна незначительно отличаться от плотности разбуривания ЧНЗ и составлять не менее (25-35)*10 4 м2/скв. Следует подчеркнуть, что уплотнение сетки скважин до указанных пределов на участках залежей с подошвенной водой необходимо проводить в начальной стадии их разработки, поскольку потери в нефтеотдаче, связанные с недостаточной плотностью эксплуатационного разбуривания, неуклонно увеличиваются во времени. Кроме того, при более плотных сетках скважин создаются лучшие организационные и технологические условия для проведения на завершающей стадии эксплуатации залежей форсированного отбора жидкости, способствующего повышению конечной нефтеотдачи.
Данные, изложенные выше, свидетельствуют о том, что по ряду исследуемых объектов в связи с недостаточной плотностью их разбуривания получены относительно низкие значения коэффициентов текущей нефтеотдачи, т.е. значительные объемы запасов нефти остались невыработанными. В практическом отношении по этим объектам необходимо провести тщательный и всесторонний анализ имеющихся геолого-промысловых материалов с целью обоснования выбора участков для постановки уплотняющего бурения эксплуатационных скважин. Рекомендуемые мероприятия позволят активизировать выработку запасов нефти в зонах пластов, слабо охваченных освоением, и в конечном итоге повысить их нефтеотдачу.
С методических позиций представленные в статье количественные зависимости между отдельными природными и технологическими параметрами и нефтеотдачей можно использовать при проектировании разработки залежей с обширными ВНЗ, вводимых в эксплуатацию в сходных геолого-промысловых условиях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М, Недра, 1976.
2. Ованесов Г.П., Халимов Э.М., Ованесов М.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1973.
Поступила 21/V 1982 г.
|
Пласт |
Зона, участок разработки |
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
Начальная площадь ВНЗ от общей площади залежи, % |
Плотность сетки по числу эксплуатировавшихся скважин, 104 м2/скв |
Обводненность продукции в пластовых условиях, % |
Текущая нефтеотдача от геологических запасов, % |
|
Шкаповское |
||||||
|
ДI |
Северо-западная |
6,3 |
88,4 |
46 |
88,0 |
36,3 |
|
|
Северо-восточная |
6,3 |
80,7 |
39 |
90,7 |
38,3 |
|
|
Юго-восточная |
7,3 |
65,8 |
27 |
92,2 |
46,1 |
|
|
Южная |
9,5 |
81,0 |
32 |
93,5 |
56,8 |
|
ДIV |
Северо-западная |
6,3 |
68,1 |
38 |
91,3 |
44,6 |
|
|
Северная |
4,3 |
78,8 |
68 |
92,4 |
38,3 |
|
|
Северо-восточная |
5,6 |
62,6 |
46 |
92,8 |
43,5 |
|
|
Юго-восточная |
4,0 |
91,6 |
60 |
89,5 |
40,0 |
|
Туймазинское |
||||||
|
ДI |
XI |
7,0 |
94 |
42 |
84,7 |
29,4 |
|
|
XII |
7,0 |
85,5 |
50 |
89 |
31,4 |
|
|
XIII |
5,0 |
97,6 |
41 |
84,9 |
38,6 |
|
|
XVI |
8,5 |
93,5 |
33 |
92,3 |
35,0 |
|
|
XVII |
6,0 |
100 |
38 |
78,0 |
48,5 |
|
|
XVIII |
7,0 |
100 |
35 |
93,8 |
36,6 |
|
Показатели |
Параметры зависимости hтек от SBH3 |
|||||||
|
Обводненность продукции, % |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
|
Уравнение регрессии |
h=49-0,41 S |
h=57-0,44 S |
h=59-0,41 S |
h=62-0,40 S |
h=58-0,32 S |
h=61-0,31 S |
h=58-0,24 S |
h=60-0,22 S |
|
Величина коэффициента корреляции г |
-0,86 |
-0,85 |
-0,86 |
-0,84 |
-0,80 |
-0,78 |
-0,67 |
-0,62 |
Рис. 1. Эмпирические прямые регрессии зависимости hтек от площади ВНЗ (шифр прямых - обводненность продукции, %)
Рис. 2. Эмпирические кривые регрессии зависимости удельной добычи нефти от плотности сетки эксплуатационных скважин (шифр кривых - обводненность продукции, %)
