Анализу эффективности систем разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, характеризующимися частым переслаиванием и ограниченным влиянием водонапорной области, посвящен ряд публикаций. Выявлены особенности процесса выработки запасов нефти на естественном режиме и с применением различных методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи [2]. При этом анализировалась добыча нефти, газа и воды по залежам, участкам и пластам, но характер добычи по скважинам изучен недостаточно.

Рассмотрим некоторые итоги анализа работы скважин Любижнянского блока Битковского и северного блока Луквинского месторождений по данным на 1 января 1990 г. Продуктивная толща менилитовых отложений представлена чередованием песчаников с преобладанием аргиллитов и алевролитов [1, 3]. Общая толщина колеблется от 140 до 325 м и в среднем составляет 250 м, средняя эффективная толщина равна 28 м. Видимо, это весьма условный показатель. Отмечается частое переслаивание нефтенасыщенных пропластков, иногда их насчитывается более 20. Открытая пористость по образцам изменяется в пределах от 7 до 13,5 %. Проницаемость нефтенасыщенных пород среднеменилитовой подсвиты колеблется от 1 до 7*10^-3 мкм², а нижнеменилитового горизонта на порядок выше.

В таблице приведены основные характеристики нефтей менилитовых залежей. Следует подчеркнуть, что пластовая температура всего на несколько градусов выше температуры кристаллизации парафинов. Нефти Луквинского месторождения содержат меньше асфальтенов и больше парафина, коэффициент светопоглощения соответственно в шесть раз меньше, чем по Битковскому. Если давление насыщения по битковской залежи в среднем составляет 24,1 МПа, то по луквинской оно равно 13,6, соответственно газосодержание–154 и 114 м³/т, вязкость динамическая – 1,05 и 1,14 мПа*с. Начальное пластовое давление в залежах превышало на 10– 12 МПа соответствующие давления насыщения.

Разработка нефтяных залежей характеризовалась быстрым ростом газового фактора в течение первых 3–5 лет до величин, превышающих в 15–20 раз газосодержание [1, 3]. Добыча нефти быстро достигала максимума и начинала снижаться, несмотря на продолжающийся ввод в эксплуатацию новых скважин. В залежах образовались вторичные газовые шапки. Перепуск газа из нижележащей газоконденсатной залежи в количестве 1,98 млрд. М³ и опытная закачка газоводяной смеси несколько улучшили показатели, но к существенному результату не привели. Причины этого могут быть, видимо, раскрыты при детальном анализе процесса добычи нефти и газа по скважинам.

При анализе использованы представления о потенциально извлекаемых запасах УВ. Величина потенциально извлекаемых запасов нефти или газа – это накопленная добыча при бесконечно длительной эксплуатации скважин. Последнее надо понимать как период времени, к концу которого дебит нефти или газа, асимптотически приближаясь к оси абсцисс, становится равным нулю. Формализовать данное определение можно с помощью простых выражений:

Введя в формулу (2) величину текущего газового фактора Гт, получим

где интегралы в правых частях равенств (4) и (5) представляют величины накопленной к рассматриваемому моменту времени t эксплуатации скважин добычи нефти и газа. Приведем полученное интегральное уравнение, составляющее теоретическую основу анализа и прогнозирования технологических показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа:

где Гp и Гmax – соответственно газосодержание пластовой нефти и величина максимального газового фактора- за рассматриваемое время эксплуатации объекта; Г=Гт/Гmax– приведенный к максимальной величине текущий газовый фактор; Г(fг) – универсальная характеристика добычи газа, представляющая собой зависимость приведенного газового фактора от текущего показателя отбора потенциально извлекаемых запасов газа по рассматриваемому объекту эксплуатации, в том числе по отдельной скважине.

Уравнение (6) имеет важное значение, так как позволяет прогнозировать добычу газа, если известна динамика добычи нефти и универсальная характеристика газового фактора Г(fг).

Потенциально извлекаемые запасы нефти и газа по скважинам Битковского месторождения изменяются соответственно от 7600 до 63 500 т и от 13 до 146 млн. м³ и в среднем составляют на одну скважину 26 323 т и 52,2 млн. м³. Отношение запасов газа к нефти составляет 1981 м³/т, что в 12,8 раза превышает газосодержание (154 м³/т). Из 16 рассмотренных скважин только пять характеризуются запасами, превышающими средние величины.

По скважинам Луквинского месторождения потенциально извлекаемые запасы нефти и газа изменяются соответственно от 1900 до 88 300 т и от 1,1 до 46,2 млн. м³. В среднем на скважину приходится 24,3 тыс. т нефти и 13,1 млн. м³ газа. Отношение этих запасов газа и нефти составляет 539 м³/т, что в 4,7 раза больше величины газосодержания. Существенное различие этого показателя по двум месторождениям объясняется закачкой газа в пласт по битковской залежи. Тем не менее значительное превышение потенциально извлекаемых запасов газа над его содержанием в растворенном состоянии – чрезвычайно важный фактор, показывающий, что только в небольшой части области пониженного пластового давления имеет место фильтрация нефти. Можно утверждать, что во всей области гидродинамического влияния скважины происходят выделение газа из раствора и его движение к скважине, в то время как нефть движется в очень ограниченном объеме пласта. Это обстоятельство – одно из главных определяющих низкую эффективность разработки на режиме растворенного газа.

Из сопоставления начальных и текущих газовых факторов по скважинам, вводившимся в эксплуатацию последовательно во время разработки залежей, следует, что пластовое давление быстро достигало давления насыщения и продолжало снижаться, несмотря на мероприятия по его поддержанию. Так, по первым скважинам Луквинского месторождения газовые факторы зафиксированы в пределах от 71 до 132 м³/т, что соответствует начальному газосодержанию. Уже в следующем году эта величина по двум новым скважинам составляла от 360 до 437 м³/т. Причем падение пластового давления происходило неодинаково на различных участках залежи. По-видимому, призабойные зоны скв. 30 и 32 слабо связаны с центральной областью северного блока структуры.

В пределах Любижнянского блока Битковского месторождения можно предполагать наличие зон повышенного пластового давления в районах скв. 644 и 643, пониженного - скв. 568, 621, 633 и 632. Подчеркнем, что в скв. 472 был зафиксирован газовый фактор 232 м³/т, а по двум другим, пущенным на год позже,– в пределах 251 – 290 м³/т, т. е. начальный газовый фактор в среднем превышал газосодержание в 1,7 раза.

Построенные по скважинам универсальные характеристики газового фактора различны, тем не менее, можно выделить группы кривых, обладающих рядом близких по значениям показателей (рисунок). Для скважин Битковского месторождения отмечено пикообразное колебание большой амплитуды на нисходящей ветви характеристики. Такое поведение газового фактора объясняется прорывами закачанного в пласт газа.

1. Получено простое интегральное выражение, позволяющее прогнозировать показатели разработки по скважинам или объекту в целом в условиях режима растворенного газа.

2. Установлена корреляционная связь максимальной суточной добычи нефти и газа с потенциально извлекаемыми запасами этих УВ по скважинам, что позволяет еще на ранних стадиях оценивать суммарные извлекаемые запасы по эксплуатационному объекту в целом и судить об эффективности принятой системы разработки.

1. Иванишин В. С. Особенности разработки многопластовых нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.– М.: Недра.– 1981.
2. Лискевич Е. М; Островский Ю. М. Вытеснение нефти газо-водяными смесями // Труды УкрНИИПНД.– Вып. ХI– XII,–1973. – С. 233–240.
3. Мишук И. Н; Иванишин В. С. Некоторые вопросы выработки продуктивных горизонтов Битковского месторождения // Нефтепромысловое дело.– 1979.– № 10.

Data on producing well operation in the Northern block of the Lukvinskoye and the Lyubizhnyansky block of the Bitkovskoye fields have been anaiized. The permeability of the productive menililic reservoirs is very low ranging from a few units to tens of 10–³ mсm². Oils are paraffiaaceous with crystallization temperature nearing formation one. Potentially recoverable oil and gas reserves which differ substantially from those of in place have been determined for each well. The established values vary essentually from well to well, but. have a close correlation with maximum daily flow-rates of oil and gas. The initial and current average gas factors have been correlated permitting a conclusion that there is an effective hydrodynamic relationship practically in the entire volume of the formation in spite of the very low permeability of the reservoirs.

1–скв. 24 Луквинская; 2 – скв. 576 Витковская; Г–приведенный газовый фактор; fг – показатель отбора потенциально извлекаемых запасов газа