|
УДК 553.982.003.12 |
© Е.А. Киченко, А.Я. Фурсов, Н.Я. Медведев, 1992 |
ОБОСНОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ЗАПАСОВ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Е. А. КИЧЕНКО, А. Я. ФУРСОВ (ВНИИ), Н. Я. МЕДВЕДЕВ (Сургутнефтегаз)
В связи с широким вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти газонефтяных месторождений Западной Сибири обоснование критериев дифференциации запасов приобретает особое значение. Речь идет о крупных месторождениях нефти с небольшим (10–20 м) этажом нефтеносности и пологим залеганием неоднородных продуктивных пластов. Трудность добычи нефти из таких пластов заключается в быстрой обводненности и загазованности скважин в процессе их эксплуатации, поскольку нефтенасыщенные породы оказываются как бы зажатыми между газо- и водонасыщенными толщами.
Объемы нефти в контактных зонах (ГНЗ, ВНЗ и ГВНЗ) достигают 70 % и выше, что создает ряд проблем при организации и осуществлении разработки залежи. Это усугубляется также тем, что в некоторых залежах нефть характеризуется повышенной вязкостью в пластовых условиях: начальная 4–5 сП и более, а в процессе разработки становится выше. При такой вязкости нефти промышленные дебиты скважин могут достигаться только при относительно повышенных депрессиях, которые в газо- и водо-нефтяных зонах приводят к быстрому загазовыванию и (или) обводнению продукции. Чтобы по возможности избежать или существенно смягчить негативные последствия эксплуатации такого типа залежей, необходимо адаптировать разработку к условиям и особенностям геологического строения объекта.
Начальный период разработки создает для этого необходимые предпосылки в виде обширной геолого-промысловой информации, которая при целенаправленной обработке может дать объективные критерии распределения запасов в объеме залежи. Приступая к анализу, необходимо иметь в виду некоторые особенности строения газонефтяных залежей. Обычно дифференциация запасов газонефтяной залежи как объекта подсчета запасов начинается с разделения ее на зоны различного насыщения разреза (ЧНЗ, ГНЗ, ВНЗ, ГВНЗ), объемы которых обусловлены морфологией структуры, эффективной толщиной пласта и высотой нефтяной части залежи.
При оценке нефтеотдачи и добывных возможностей учитывают еще степень непосредственного контактирования нефти с газом или водой в зонах смешанного насыщения. Это свойство обусловлено особенностями неоднородности продуктивных пластов. Следует заметить, что такая неоднородность в газонефтяной залежи имеет двойственный характер. С одной стороны, неоднородность (слоистость) объекта обусловливает наличие неконтактных запасов в зонах смешанного насыщения, с другой – как и в нефтяной залежи, понижает коэффициент охвата заводнением, причем не только в смешанных зонах, но и в чисто нефтяной. Кроме того, необходимо учитывать и характер неоднородности, в частности дисперсию толщин пластов-коллекторов.
Естественно, что различные сочетания указанных факторов по отдельным зонам залежи, да еще действующих иногда в противоположном направлении, могут быть учтены с помощью единого комплексного показателя, подобного тому, который предложен для нефтяных залежей
* . Такой показатель (Пн.к.) обоснован эмпирическим путем в результате перебора различных сочетаний параметров, характеризующих неоднородность и контактность объекта разработки.
где hобщ
, hэф, hг, hв – соответственно общая, эффективная нефтенасыщенная и эффективные нефтенасыщенные толщины, контактные с газом и водой, м; hi – среднее значение нефтенасыщенной толщины пропластка в скважине, м; s – стандартное отклонение толщины пропластка в скважине; Kп – коэффициент песчанистости; w – коэффициент вариации толщины пропластков, доли ед.; kг, kв – коэффициенты контактности нефтенасыщенных толщин с газо- и водонасыщенными породами.Из трех сомножителей, представляющих комплексный показатель, первый характеризует продуктивный разрез по неоднородности и контактности. Чем выше значение коэффициента песчанистости, тем меньшее число глинистых пропластков может присутствовать в продуктивном разрезе. Но в таком случае этот продуктивный разрез является наиболее незащищенным oт вторжения газа и воды. Отсутствие горизонтальных экранов, какими являются глинистые пропластки, делают продуктивный разрез проницаемым в вертикальном направлении. При резком снижении давления в призабойной зоне скважины подтягивание воды или газа происходит очень быстро.
Между числом прослоев и коэффициентом песчанистости существует взаимосвязь: чем больше число пропластков, тем ниже коэффициент песчанистости. В нашем случае при одном проницаемом пропластке и коэффициенте песчанистости, равном 1, этот множитель комплексного показателя также будет равен 1.
Второй множитель призван учитывать изменчивость толщин пропластков коллекторов в разрезе, для чего в каждой скважине определяется среднее значение пропластка и его среднеквадратическое отклонение. Если толщины пропластков равны, то среднеквадратическое отклонение будет равно нулю, и второй множитель превратится в 1. При наличии в разрезе пропластков разной толщины среднеквадратическое отклонение будет тем больше, чем больше будут отличаться толщины самого тонкого и самого толстого прослоя. В этом случае множитель будет больше 1.
Третий множитель характеризует степень контактности нефтенасыщенных пород с газо- и водо-насыщенными. Он выражен с помощью коэффициентов контактности, которые фактически отражают отношение контактирующих объемов нефти с газом и водой к общему объему залежи. При введении этого множителя в формулу показателя неоднородности и контактности исходили из того положения, что нефтенасыщенные пласты, изолированные от контакта с водой и газом, более технологичны для эксплуатации, нежели контактирующие. Для скважин, расположенных в чисто нефтяной зоне, этот коэффициент будет равен 1. В остальных зонах (ВНЗ, ГНЗ, ГВНЗ) этот множитель может меняться от 1 до 3.
Учитывая, что загазованность скважины может очень быстро привести к остановке ее работы, коэффициент контактности нефтяной части пласта с газом экспертно, но с учетом анализа практики работы скважин, увеличен в два раза по сравнению с коэффициентом контактности нефтенасыщенных пород с водой, т. е. подгазовая часть нефтяной залежи отнесена к менее благоприятным условиям эксплуатации. Таким образом, значения показателя неоднородности и контактности Пн.к. в целом определяются величиной коэффициента песчанистости, неоднородностью толщин продуктивных пропластков коллекторов и степенью контактности нефтенасыщенных пород с газом и водой.
Выделенные по показателю Пн.к геологические элементы нефтяной части нефтегазовой залежи в сочетании с характеристиками запасов нефти по скважинам позволяют дифференцировать последние по определенным группам, отражающим структуру запасов нефти в пределах объекта разработки. Соответственно темпы выработки, характер обводнения и загазованности продукции, а в конечном счете и коэффициент извлечения нефти этих групп скважин или участков залежи при одинаковой системе разработки может быть различным.
Пн.к характеризует геологическое качество запасов, но вместе с тем через неоднородность он должен быть связан и с их количеством при условии постоянства этажа нефтеносности. И такая связь действительно существует. Примером может служить зависимость Пн.к от удельных запасов q (рис. 1), полученная по скважинам одного из участков Лянторского месторождения. Участок разбуривался с 1982 г. Добывающие скважины вступали в эксплуатацию с начальной обводненностью 42 %., К 1985 г. обводненность возросла до 62 %, а затем темпы роста обводненности замедлились; за три последующие года обводненность возросла до 68 %. К моменту анализа с обводненностью выше 50 % работало 62 % фонда скважин, 21 % скважин обводнены свыше 90 %. Анализ работы скважин показывает, что большая обводненность продукции зависит от многих факторов. Геологические факторы, такие как относительная монолитность строения разреза в центральной части участка, большая площадь их контактирования с водой и газом, способствовали быстрому обводнению скважин, а также выходу из эксплуатации в результате загазованности. Свыше 40 % фонда скважин здесь практически не участвовали в эксплуатации или эксплуатировались менее полугода.
Зависимость на рис. 1 характеризуется резким изломом кривой при координатах Пн.к =1,8 и q=2,3 т/м2, обусловленном наличием двух совокупностей или групп скважин.
Скважины первой группы характеризуются большим разбросом в значениях q (1–2,4 т/м2) при относительно низких значениях Пн.к (0,75–1,8). Число продуктивных пропластков как правило выше трех. В разрезах скважин второй группы Пн.к имеет больший диапазон изменения (1–5) при относительно постоянном, но высоком значении q (2,3–2,8 т/м2). При этом преобладающее количество прослоев коллекторов два-три.
Природа установленной зависимости заключена в особенностях эксплуатационного объекта на данном участке. При преобладающем развитии ВНЗ и ГНЗ структура запасов по удельной плотности и технологическим качествам определяется в основном неоднородностью (песчанистостью). Чем меньше глинистых прослоев и меньше их толщина в разрезах скважин, тем выше плотность удельных запасов (при постоянных значениях ГНК и ВНК) и тем сильнее проявление степени контактности запасов в составе Пн.к.
Выборочная проверка указанной зависимости на других участках месторождения показала, что характер связи Пн.к.–q в целом сохраняется, но соотношения между двумя совокупностями могут быть разными. На участках преобладающего развития монолитов первая совокупность становится слабовыраженной и почти отсутствует. Там же, где преобладают неконтактные запасы, первая совокупность, наоборот, становится преобладающей.
Величина Пн.к имеет прямое отражение в характере выработки запасов, что следует из анализа связей Пн.к с зависимостями текущей нефтеотдачи от безразмерного времени t (отношение объема добытой жидкости к балансовым запасам нефти). На рис. 2 приведены две кривые, отражающие две группы скважин, о которых уже говорилось. Сравнение их показывает, что скважины первой группы характеризуются более высоким значением коэффициента нефтеотдачи, который составляет 8 % при t=0.2, а для скважин второй группы он не превышает 6,5 %.
Можно сделать вывод о том, что зоны с наибольшими удельными запасами нефти являются наиболее “рискованными” в том смысле, что, обладая большими потенциальными запасами, они при стечении неблагоприятных геологических и технологических условий могут оказаться малоэффективными. Такие зоны в принципе определяют среднее значение коэффициента нефтеизвлечения объекта разработки. Скважины первой совокупности, по всей видимости, составляют стабильную часть эксплуатационного фонда, и их производительность напрямую зависит от величины удельных запасов.
На участках второй группы скважин с Пн.к. выше 1,8 при значительных потенциальных возможностях стандартные системы разработки характеризуются пониженной устойчивостью. Для преодоления этого свойства они должны быть в большей степени индивидуализированы применительно к геологически разным участкам. Вместе с тем совершенствование систем разработки на базе разных подходов именно на этих участках может дать наибольший эффект.
Для решения технологических вопросов повышения эффективности выработки запасов того или иного качества важное значение имеет степень их концентрации, т. е. возможность их выявления и локализации. При помощи Пн.к. эта задача решается относительно просто.
На рис. 3 показана карта Пн.к. изученного участка, на которой видно, что скважины второй группы концентрируются в зонах, оконтуренных изолинией 2 и выше. Эти зоны содержат запасы повышенного эксплуатационного риска и возможно более высоких потерь нефти. Такие зоны, видимо, требуют особого подхода к вскрытию продуктивного разреза, темпам отбора нефти, организации поддержания пластового давления нежели другие зоны в пределах этого участка. Эти зоны, содержащие высокие удельные запасы нефти, могут при достаточном экономическом обосновании эксплуатироваться более густой сеткой скважин, чем та, которая применяется на данном участке месторождения. Их можно рассматривать как объекты эксплуатации с большим потенциальными возможностями.
Таким образом, предлагаемая характеристика Пн.к представляется достаточно существенной для учета основных особенностей нефтяной части газонефтяной залежи, что подтверждается ее связью со степенью выработки запасов. Для конкретных условий Лянторского месторождения величина Пн.к равная 2, и количество глинистых прослоев порядка 1–2 могут рассматриваться как количественные критерии выделения зон с запасами повышенного эксплуатационного риска.
ВЫВОДЫ
* Токарев М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой.– М.: Недра.– 1990.
An integrated index of heterogeneity and contiguity has been developed and applied with special reference to a particular area of the Lyantorskoye field. A relationship is shown between this index, oil recovery factor and specific oil reserves. Recognized are zones of the study area which are characterized by low oil recovery and the high concentration of oil reserves and which require improvements in the system of development.
РИС. 1. ЗАВИСИМОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЯ НЕОДНОРОДНОСТИ И КОНТАКТНОСТИ (ПН.К) ОТ УДЕЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (q, т/м
2).
Точки – число пропластков коллектора
РИС. 2. ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ (
h) ОТ БЕЗРАЗМЕРНОГО ВРЕМЕНИ (t)
РИС. 3. КАРТА ПОКАЗАТЕЛЯ НЕОДНОРОДНОСТИ И КОНТАКТНОСТИ (ПН.К
):
1 – значения Пн.к; 2 – изолинии Пн.к; 3 – скважины второй группы