К оглавлению журнала

 

УДК 622 276 553 55

В.Ш. МУХАМЕТШИН (Уфимский нефт. ин т)

Группирование нефтяных залежей и его использование для повышения эффективности разработки месторождений

Активный ввод и повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской НГП во многом определяются глубиной знания процессов, происходящих в продуктивном пласте при добыче нефти, которые могут быть получены на основании лабораторных, геофизических, гидродинамических исследований, а также изучения истории разработки месторождений.

Большинство залежей нефти в карбонатных коллекторах порово-трещинного типа характеризуются сложным геологическим строением, запечатанностью вблизи поверхности ВНК, низкими коллекторскими свойствами, что обусловливает малую эффективность их разработки с использованием традиционных систем, принятых для условий залежей в терригенных коллекторах.

С целью увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, повышения других технико-экономических показателей в условиях длительно разрабатываемых месторождений уплотняются сетки скважин, организуются интенсивные системы заводнения, используются различные методы воздействия на призабойную зону и т. д. В различных геолого-физических условиях продуктивных пластов эффективность этих мероприятий различна, что должно отражаться при проектировании новых залежей.

В связи с этим важно осуществлять группирование залежей в карбонатных коллекторах, то есть выделять относительно однородные группы объектов по комплексу геолого-промысловых параметров, определение которых достаточно надежно производится на стадии выхода месторождения из разведки.

Для решения этой задачи изучено 595 объектов разработки в карбонатных коллекторах, входящих в пределы Волго-Уральской НГП. Широкие интервалы изменения параметров (табл. 1) и значительное количество объектов обусловили выбор метода главных компонент (МГК) и дискриминантного анализа (ДА) [2, 3]. МГК позволяет получить новые переменные, которые являются взаимно некоррелированными комбинациями исходных параметров и содержат значительно больше информации, чем отдельно взятые параметры. Способность первых трех-четырех главных компонент включать в себя около 70 % общей дисперсии параметров позволяет сократить многомерное пространство до трех-четырехмерного и значительно упростить выделение однородных групп объектов.

Последующее проведение ДА позволяет проверить правильность проведенного группирования и более четко разделить группы в пространстве канонических переменных, которые также представляют собой линейные комбинации исходных параметров.

Проведенный расчет МГК и последующий анализ структуры главных компонент показали следующее: при выделении однородных групп достаточно ограничиться рассмотрением объектов в пространстве первых четырех главных компонент, которые включают в себя 77,6 % общей дисперсии параметров, причем первая – 23,9, вторая – 19,2, третья – 18,3, четвертая – 16,2 %; первая главная компонента разделяет объекты по глубине залегания и термобарическим условиям, поскольку ее изменчивость на 78,5 % определяют параметры pпл, Нзал, tпл;

вторая – разделяет по свойствам флюидов и фильтрационным свойствам, так как эту компоненту на 78,8 % определяют параметры mн, m0, knp,

третью компоненту на 91,6 % определяют параметры G, Нэф рнас, rн (разделение залежей производится как по свойствам флюидов, так и по толщинным свойствам);

четвертая – разделяет объекты по емкостным свойствам коллекторов, так как на 82,7 % состоит из параметров kn г, kn к, kн.

Рассмотрение объектов на плоскости в осях главных компонент позволило выделить 18 наиболее представительных групп объектов: первые три группы включают в себя отдельные залежи, приуроченные к каширскому, верейскому горизонтам и башкирскому ярусу Нижнекамской системы линейных дислокаций, Альметьевской вершины Татарского свода и Мелекесской впадины; четвертая – включает в основном залежи каширского, Верейского горизонтов, башкирского яруса Башкирской вершины и отдельные – башкирского возраста Пермской вершины, Верхнекамской впадины, Жигулевско-Оренбургского свода; пятая – отдельные залежи каширо-подольского возраста Бирской седловины; шестая – объекты подольского, каширского, Верейского горизонтов Бирской седловины, башкирского яруса Башкирской вершины, а также отдельные залежи Верейского горизонта Верхнекамской впадины и подольского горизонта Абдуллинского прогиба; седьмая – залежи кунгурского яруса Жигулевско-Оренбургского свода; восьмая – объекты башкирского яруса Жигулевско-Оренбургского свода; девятая и десятая включают отдельные залежи турнейского возраста Альметьевской, Белебеевско-Шкаповской вершин и Нижнекамской системы линейных дислокаций; одиннадцатая – в основном залежи турнейского яруса Белебеевско-Шкаповской вершины, отдельные залежи турнейского возраста Альметьевской вершины, Бирской седловины, Башкирской вершины и Мелекесской впадины, фаменского яруса Белебеевско-Шкаповской вершины; двенадцатая – объекты турнейского и фаменского ярусов Белебеевско-Шкаповской, Альметьевской и Башкирской вершин; тринадцатая – турнейские объекты Бирской седловины; четырнадцатая – залежи турнейского и фаменского возрастов юго-восточного склона Русской платформы и отдельные залежи турнейского яруса Белебеевско-Шкаповской вершины, Жигулевско-Оренбургского свода, Абдуллинского прогиба; пятнадцатая и шестнадцатая включают большинство турнейских залежей

Жигулевско-Оренбургского свода; семнадцатая – объекты фаменского яруса Белебеевско-Шкаповской вершины, турнейского и фаменского ярусов юго-восточного склона Русской платформы; восемнадцатая – объекты артинского, сакмарского, ассельского ярусов Бельской впадины. При несомненном сходстве объектов в пределах отдельных тектонико-стратиграфических элементов наблюдаются и существенные различия по рассматриваемым параметрам.

Анализ кривых распределения рассматриваемых параметров по группам объектов позволил выделить основные интервалы их изменения и охарактеризовать каждую группу в зависимости от принадлежности “средней” гипотетической залежи к тому или иному интервалу. Как видно из схемы на рисунке, каждая группа объектов имеет свой специфический набор интервалов изменения параметров, который во многом определяет выбор наиболее эффективной системы разработки [1, 4].

ДА, проведенный по выделенным группам объектов, позволил установить: около 92 % объектов сгруппированы верно; группы объектов в осях первых четырех канонических переменных вида

где x1, x2, ..., x13 – значения параметров; a0i, a1i, a2i, ... a13i – постоянные коэффициенты; i=4 – количество канонических переменных, делятся более четко. Полученные уравнения канонических переменных (постоянные члены уравнений представлены в табл. 2) и рассчитанные центры группирования (табл. 3) объектов в пространстве канонических переменных позволяют решать задачу выбора объекта-аналога, находящегося длительное время в разработке, для залежи, выходящей из разведки. Для этого необходимо по известным параметрам залежи, передаваемой из разведки, рассчитать по формуле (1) значения канонических переменных и определить ближайший к данному объекту центр группирования в евклидовом пространстве четырех канонических переменных исходя из выражения.

где di – евклидово расстояние между объектом и центром группирования, уi – значение i-й канонической переменной объекта, уij – значение i-й канонической переменной j-го центра группирования; m=4 количество канонических переменных

После определения принадлежности объекта к какой-либо группе, исходя из ее тектонико-стратиграфической приуроченности, выбирается несколько объектов-аналогов, находящихся в разработке длительное время, и по ним производится расчет значения у1 – у4 . Сравнение значений канонических переменных позволяет выбрать ближайший к исходному объекту объект-аналог.

В качестве примера можно привести поиск объекта аналога для турнейской залежи нефти Люблинского месторождения, вводимой в настоящее время в разработку. Залежь имеет следующие значения параметров Нэф=3,8 м, kп г=10,7 %, kn к=11%, Кн=0,83, mH=10,7 мПа·с, m0=8,2, rн=873 кг/м3; рнас=4,7 МПа, G = 22,8 м3/т, рпл=15,6 МПа, tпл=302 К; Кпр=74·10-3 мкм2, Нзал=1600 м. Используя уравнение (1), постоянные коэффициенты которого представлены в табл. 2, проводим расчет значений канонических переменных y1–y4. Согласно расчетам y1 = =–3,19, у2 = 0,14, y3=–0,64, y4=– 0,18.

Исходя из расчетов по формуле (2) с использованием данных табл. 3, определяем, что данный объект принадлежит к группе 11 (d11=l,59) наименьшей. Поскольку объекты этой группы сосредоточены в основном в пределах Белебеевско-Шкаповской вершины, то в пределах этого тектонического элемента выбираем турнейские залежи нефти Ташлы-Кульского, Копей-Кубовского, Петропавловского, Знаменского месторождений, находящиеся длительное время в разработке, и по ним рассчитываем значения величин y1–y4 по уравнению (1). Используем вновь формулу (3), где центром группирования являются уже значения величин y1–y14 Люблинского месторождения. Расчеты показывают, что ближайшим объектом-аналогом можно считать залежь Ташлы-Кульского месторождения (евклидово расстояние является минимальным и равно 1,21).

На основании вышеизложенного можно сделать следующие основные выводы:

1. Проведено группирование объектов разработки Волго-Уральской НГП в карбонатных коллекторах по параметрам, определение которых достаточно надежно в стадии проведения геологоразведочных работ.

2. Выявлены особенности и тектонико-стратиграфическая приуроченность выделенных групп объектов.

3. Предложен алгоритм поиска объекта-аналога для залежи, выходящей из разведки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

  1. Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра.– 1976
  2. Крамбейн У., Кауфман М., Мак-Кеммон Р. Модели геологических процессов. М.: Недра.– 1973.
  3. Мирзаджанзаде А. X., Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра.– 1977.
  4. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра.– 1985.

Таблица 1

Параметр

Значение

минимальное

среднее

максимальное

Эффективная нефтенасыщенная толщина, Нэф, м

0,5

5,9

102,3

Коэффициент пористости (по ГИС)kп г, %

3,0

13,3

24,2

Коэффициент пористости (по керну),kп к, %

2,0

13,2

28,0

Коэффициент нефтенасыщенности, kн,%

0,45

0,78

0,96

Вязкость пластовой нефти mн, мПа·с

0,9

23,0

390,0

Относительная вязкость нефти m0

0,7

16,3

229,0

Плотность пластовой нефти rн, кг/м3

720

862

958

Глубина залегания пласта Нзал, м

230

1269

2570

Давление насыщения нефти рнас, МПа

0,5

5,0

21,3

Пластовый газовый фактор G, м3

1,8

25,0

207,0

Начальное пластовое давление рпл, МПа

2,8

12,5

28,7

Пластовая температура tпл, К

278

298

327

Коэффициент проницаемости kпр, 10-3 мкм2

6

85

1065

Таблица 2

Каноническая переменная

Постоянные коэффициенты при параметрах

a0

Кп г

Кп к

Кн

mн

m0

rн

Hзал

Рнас

С

Рпл

tпл

Кпр

y1

43,5

0,034

0,056

-2,666

0,025

–0,048

0,004

–0,006

0,129

0,016

–0,178

–0,121

–0,004

y2

32,4

0,034

–0,010

0,215

0,015

–0,098

–0,019

0,0001

0,438

0,011

–0,040

–0,057

–0,002

y3

15,0

–0,025

–0,014

–0,596

– 0,107

0,212

–0,024

–0,002

0,373

0,054

0,090

0,013

0,008

y4

–3,1

–0,260

–0,210

–5,47

0,023

–0,025

0,013

0,0007

0,399

0,005

–0,285

0,009

–0,003

Таблица 3

Канонические переменные

Значение канонических переменных для центров группирования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

y1

0,38

2,68

3,41

2,73

4,54

3,16

7,28

-2,33

0,90

0,89

-2,10

-2,26

-2,48

-6,10

-10,7

-12,1

-6,57

1,41

y2

-10,6

-4,61

-2,70

2,00

0,90

0,91

2,97

1,15

-1,21

0,08

0,19

0,19

- 1,86

0,92

0,37

2,99

0,61

4,93

y3

5,23

0,77

-0,80

0,39

-1,57

-1,20

2,54

3,28

-1,20

-0,13

-0,75

-0,26

-3,28

0,17

-0,10

3,87

1,07

5,60

y4

0,44

-0,01

0,09

0,39

-3,83

-0,96

-0,97

-4,09

1,21

1,89

0,97

3,67

-0,83

0,24

-2,74

-2,35

3,33

0,91

Характеристика “средних” гипотетических залежей нефти групп объектов в карбонатных коллекторах.

1– группы объектов, 2 – интервалы изменения параметров групп объектов