М.X. ФАЙЗУЛЛИН. А.Ш. ГАРИФУЛЛИН (БашНИПИнефть)

Задача геохимического определения относительных дебитов добываемой нефти из двух совместно эксплуатируемых пластов по комплексу их физико-химических свойств может быть решена следующим образом. После отбора проб нефти по площади исследуемых пластов и измерения в отобранных пробах аддитивных контролирующих параметров с, осуществляют построение линейной дискриминантной функции F= Sа_ic_i в которой коэффициенты а_i вычисляют из максимума отношения:

где f₁, F₂, S₁², S₂² – средние значения и дисперсии распределения функции F по площадям первого и второго пластов соответственно. Относительные дебиты нефти из скважин, добывающих смешанную продукцию, находят по соотношению:

где f₀ – значение дискриминантной функции для смешанной пробы; F_l(2) и F₂₍₁₎ – ее прогнозные значения соответственно по первому (второму) и второму (первому) пластам в точках их пересечения исследуемой скважиной. Подобная процедура может быть использована для определения содержаний нефти из совместно разрабатываемых пластов в их смеси произвольной сложности [3]. Погрешности определения относительных дебитов нефти можно рассчитать по формуле:

в которой s_q1 s_q2 s_F0 s_F1, s_F2 – средние квадратические отклонения определения соответствующих величин [7]. Если s_F0 обусловлена погрешностью аналитических измерений, то s_F1 и s_F2 – погрешностями прогнозирования значений функции F вследствие вариации физико-химических свойств нефти по площади исследуемого месторождения. Подмена же ошибок прогноза погрешностями аналитических измерений геохимических параметров, что, как правило, имеет место в сегодняшней практике промысловых геохимических исследований, ведет к необъективным и недостоверным результатам.

Рассмотрим пример применения технологии с комплексным использованием геохимической информации на опытном участке Менеузовского месторождения Башкирской АССР. Аналитические измерения проводились на рентгено-флуоресцентном анализаторе VRA-30 (ГДР), оснащенном рентгеновской трубкой с хромовым анодом и бериллиевым окном толщиной 0,2 мм.

Для корреляции нефтей в отобранных пробах измерялись также (помимо концентраций ванадия и никеля) интенсивности линий когерентно и комптоновски рассеянного излучения хромового анода рентгеновской трубки и их отношение (фактор R). Как показали исследования, этот фактор, пропорциональный отношению суммы гетероатомов и атомов углерода к количеству атомов водорода, косвенно характеризует окисленность нефтей и, следовательно, тесно связан с их тиксотропными свойствами. Исходные объемы навесок составляли около 10–15 мл обезвоженных нефтей. Требуемое время для измерения одной пробы не превышало трех минут. Воспроизводимости измерений концентраций ванадия и никеля составляли примерно 2 % относительных, а интенсивностей рассеянного излучения рентгеновской трубки –0,7. Атоматизированная математическая обработка данных осуществлялась с помощью специализированного пакета программ.

Статистические характеристики распределения фактора R, концентраций ванадия и никеля по площади основных продуктивных отложений (известняки турнейского яруса и песчаники бобриковского горизонта) на опытном участке Менеузовского месторождения представлены в табл. 1.

Однако обратим внимание на заниженные значения концентраций микроэлементов в пробах 1–5 турнейской нефти, представляющей зону перекрытия облаков распределения. Низкими значениями концентраций ванадия по сравнению с основной группой отличаются пробы 6–10 нефти бобриковского горизонта. На рис. 1 все пронумерованные пробы четко выделяются в зону нефтей с высокими значениями фактора R (заштрихованная область). Таким образом, аномально низкие концентрации ванадия в нефтях опытного участка Менеузовского месторождения косвенно свидетельствуют об их высокой окисленности. То же самое можно сказать о содержании никеля, но лишь относительно нефти турнейского яруса. Кроме того, на рис. 1 и рис.2 видно, что геохимическая идентификация нефтей ухудшается в зонах их окисленности.

F= 20,33–10,18V–14,55Ni+82I_K+l,87I_H+06,71R, (4)

где V и Ni – концентрация ванадия и никеля в отобранных пробах нефтей; I_к, I_н – линейные функции от обратных значений интенсивностей соответственно когерентно и комптоновски рассеянного излучения хромового анода рентгеновской трубки.

Высокая эффективность классификации нефтей по комплексу геохимических параметров показана на рис. 3, на котором для сравнения с рис. 2 значения дискриминантной функции F размещены в координатах (Ni, F). Так, точки 3–5, обозначающие нефти турнейского яруса, вышли из центра облака значений нефтей бобриковского горизонта (см. рис. 2). Значительно уменьшены и зоны перекрытия нефтей по параметру F.

Получение количественных результатов по идентификации нефтей в скважинах, добывающих смешанную продукцию, не представляло затруднений после пространственной привязки значений дискриминантной функции к координатам соответствующих скважин по площади месторождения. В табл. 2 представлены результаты определения доли участия пласта c₁bb в общем дебите скв. 9 и 1053, перфорированных на оба продуктивных горизонта. Сопоставление геохимических замеров дебитов с данными исследований с помощью механической дебитометрии указанных скважин показало хорошую сходимость результатов в пределах погрешностей сравниваемых методов.

1. Файзуллин М.X., Каримов М.Ш. Чеботарев В.В. К выбору геохимических параметров при контроле за выработкой совместно эксплуатируемых нефтеносных пластов // Нефть и газ.– 1986.– № 6.– С. 20–23.
2. Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.– М.: Недра.– 1970.
3. Файзуллин М.X., Карцев А.А., Лозин Е.В. Обобщенное уравнение геохимического определения концентраций нефтепромысловых жидкостей в смеси // Нефть и газ.– 1988.– № 1.– С. 3–6.

Questions about an increase in the efficiency of geochemical recognition of crude oils from the formations, being jointly developed, are considered. The procedure for determining the relative flow rates of jointly exploitable formations from X-ray spectra of the surface samples of prodused oils, as well as for treating the results by the algorithms of image recognition theory is offered. The examples of production rate calculations are given for particular fields.

* Значения отношения V/Ni и фактора R даны в относительных единицах

Рис. 1. Связь между концентрациями никеля и фактором R на опытном участке Менеузовского месторождения.

Пробы нефти: 1 – турнейского яруса, 2 – бобриковского горизонта; 3 – номера проб; 4 – нефти с высокими значениями фактора.

Уcл. Обозн. См. на рис 1

Рис. 3. Распределение комплексного параметра F в зависимости от концентраций никеля в нефтях турнейского яруса и бобриковского горизонта опытного участка Менеузовского месторождения.