Геологическое

Анализ выработки запасов нефти из пластов

Месторождение Амударья находится на поздней стадии разработки. Эта стадия разработки, помимо малого уровня добычи нефти характеризуется еще и высоким содержанием пластовой воды в добываемой продукции.
По состоянию на 01.05.2012 г. 70 % действующего фонда добывающих скважин месторождения Амударья (скважины №№ 51, 35, 53, 48, 56, 52, 34, 63, 31, 30, 13, 58, 32, 39, 65, 38, 29, 41, 1, 59, 23, 11, 57, 24, 9, 15, 25, 47, 55, 42, 22) эксплуатируется с высокой обводненностью (более 90 %); обводненность оставшейся части скважин (№№ 64, 27, 61, 36, 33, 16, 40, 46, 49, 18, 43, 17, 54) уже также приближается к этому значению (таблица 3.9).
Таблица 3.14 – Исходные данные для анализа динамики обводнения скважин

№ скв.	Горизонт	Относительные отметки интервала перфорации, м		Абсолютные отметки интервала перфорации, м		Текущая обводненность, %
		верхнее отверстие	нижнее отверстие	верхнее отверстие	нижнее отверстие
1	IIIа	1165	1179	-668	-682	96,0
9	IIIа	1224	1234	-705	-715	97,4
11	IIIа	1194	1203	-651	-660	96,9
13	IIIа	1160	1170	-645	-655	94,6
15	IIIа	1194 1201	1200 1204	-656 -663	-662	97,6
16	IIIа	1153	1148	-666	-661	85,9
17	IIIа	1138	1144	-670	-676	89,4
18	IIIа	1195 1190 1186 1182	1197 1193 1189 1185	-669 -664 -660 -656	-671 -667 -663 -659	88,9
22	IIIа	1182	1186	-699	-703	98,8
23	IIIа	1180	1185	-709	-714	96,7
24	IIIа	1160	1172	-690	-702	97,3
25	IIIа	1162	1171	-689	-698	97,9
27	IIIа	1160	1174	-660	-674	79,6
29	I-IIIа	1154 1110	1158 1122	-651 -607	-655 -619	95,7
30	IIIа	1170	1175	-645	-650	94,3
31	IIIа	1159	1170	-675	-686	94,2
32	IIIа	1153	1168	-663	-678	94,8
33	IIIа	1156	1164	-674	-682	85,5
34	IIIа	1175	1180	-682	-687	92,3
35	IIIа	1197	1207	-654	-664	91,3
36	IIIа	1205	1216	-661	-672	84,8
38	IIIа	1170	1175	-680	-685	95,5
39	IIIа	1208	1217	-682	-691	94,8
40	IIIа	1158	1162	-665	-669	86,6
41	IIIа	1200	1207	-665	-672	95,8
42	IIIа	1207	1214	-683	-690	98,7
43	I-IIIа	1151	1230	-615	-694	89,2
46	I-IIIа	1157	1246	-	-	87,2
47	I-IIIа	1155	1235	-	-	98,1
48	I-IIIа-IIIб	1165	1255	-	-	91,8
49	I-IIIа-IIIб	1152 1160	1159 1169	-	-	88,4
51	IIIа	1183	1190	-	-	90,6
52	IIIа	1152	1164	-	-	92,3
53	IIIа	1151	1157	-	-	91,4
54	IIIа	1153	1159	-	-	89,4
55	IIIа	1202	1207	-	-	98,1
56	IIIа	1148	1153	-	-	91,9
57	IIIа	1201	1208	-	-	97,2
58	IIIа	1159	1164	-	-	94,7
59	IIIа	1209	1214	-	-	96,1
61	IIIа	1202	1207	-	-	81,8
63	IIIа	1200	1205	-	-	92,5
64	IIIа	1162	1164	-	-	78,2
65	IIIа	1200	1206	-	-	95,0

Характер внедрения краевых (контурных) и подошвенных вод в нефтенасыщенную зону изучался по данным показателей эксплуатации отдельных скважин, а также по характеристикам вытеснения нефти водой в целом по месторождению.
Проведенные анализы показывают, что обводнение происходит в основном, происходит за счет послойного и подошвенного проникновения пластовых вод, ввиду неоднородности фильтрационных характеристик продуктивного коллектора и высокой вязкостной характеристики пластовой нефти.
Из-за различия вязкостных свойств нефти и воды, в пласте создается благоприятное условие для интенсивного проникновения фронта напорных вод, даже когда коллектор состоит из однородных по фильтрационной характеристике пород.
Закономерности обводнения продукции по залежи изучались по пластовой характеристике вытеснения, представляющей собой зависимость между накопленной добычей нефти (Q_н) попутно извлеченной воды (Q_в).
Пластовая характеристика вытеснения (ПХВ) нефти по залежи представлена графически на рисунке 3.8.

Рисунок 3.16 – Характеристика вытеснения нефти водой за период 1991-2011 г.г.

В целом форма кривой характеристики вытеснения свидетельствует, что все добывающие скважины без исключения находятся в зоне активной связи пласта с законтурной водонапорной системой. Характеристика ПХВ, в основном, сдвинута к оси ординат и имеет большой угол наклона к абсциссе. Таким образом, при выработке залежи, водонапорный режим вытеснения проявлял себя чрезвычайно активно. Это, в свою очередь, отрицательно повлияло на эффективность выработки запасов, т.к. в этих условиях происходит необратимый интенсивный процесс обводнения продуктивной толщи пласта.

Как отмечалось выше, чрезмерно высокая проницаемость продуктивной толщи подтверждает, что в коллекторах имеются высокопроницаемые зоны – отдельные трещины.
В этих условиях при выработке запасов нефти, в основном, дренируются трещинные зоны залежи, а запасы нефти, приуроченные к поровым пространствам, охвачены фильтрацией недостаточно.
Отсюда следует, что остаточные запасы нефти сосредоточены в поровых пространствах. В свою очередь, практическое решение по вовлечению в активную выработку запасов нефти в поровых пространствах имеет большое значение для наиболее полного извлечения нефти из месторождения.
В результате проведённого краткого анализа характеристик вытеснения нефти водой можно сделать следующие выводы:
– скважинные характеристики вытеснения показывают, что рост накопленного отбора пластовой воды и в целом пластовой жидкости оказывает значительное влияние на повышение вытеснения нефти из карбонатных коллекторов смешанного (порово-каверно-трещиного) типа;
– результаты завершающей стадии разработки сурхандарьинских месторождений и в т. ч. по месторождению Амударья свидетельствуют о том, что накопленная добыча нефти увеличивается от минимума по приконтурном и периклинальным скважинам до максимума по скважинам центральной зоны, а темп обводнения продукции - от минимума по скважинам центральной зоны до максимума по скважинам внешней зоны;
– при многорядной скважиной системе форсированный отбор жидкости из внешней зоны практически не влияет на эффективность вытеснения нефти в скважинах внутренней зоны.
Преставление о текущем положении ВНК дают методы ГИС по контролю за разработкой месторождения, в частности методы электрометрии и радиометрии.
Метод электрометрических исследований скважин при определенных природных геолого-физических условиях позволяет на любой стадии разработки нефтяных залежей с достаточной точностью определять положение ВНК и расчленять разрез пласта на нефтенасыщенные и водонасыщенные или заводненные интервалы по различию их электрических сопротивлений. Таким образом, по залежам, находящимся в поздней стадии разработки, первоочередной задачей электрометрических исследований является установление текущего положения ВНК и определение остаточной нефтенасыщенной и заводненной толщин пласта.
Методы радиометрических исследований, разработанные и внедренные в практику позднее методов электрометрии, по сравнению с последними методами обладают рядом преимуществ. Важнейшее из них заключается в том, что радиометрические исследования могут проводиться в обсаженных колонной скважинах и поэтому позволяют проводить многократные исследования нефтяных пластов, что очень важно для контроля подъема ВНК и характера выработки запасов нефти во времени.
Следует отметить, что при изучении вопроса обводнения, как по отдельным скважинам, так и в целом по залежи по показателям эксплуатации объектов, в процессе ведения разработки месторождения слишком мало внимания уделялось контролю за перемещением водонефтяных контактов промыслово-геофизическими методами исследований скважин и пласта. Все это не позволило достоверно установить скорость перемещения ВНК и его текущее положение.
Вследствие вышеизложенного оценка текущего положения ВНК производилась при помощи косвенного метода, в частности при помощи метода определения текущего ВНК по степени обводнения скважины.
Обводненную толщину пласта рекомендуется определять по следующей формуле:
(3.2)
где – заводненная часть эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, м;
– эффективная толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;
– соотношение вязкостей нефти и воды;
– доля воды в добыче жидкости в пластовых условиях;
– фазовая проницаемость для воды в заводненной (промытой) части пласта.
Величину фазовой проницаемости для воды в промытой зоне пласта необходимо определять для каждой залежи нефти по мере вытеснения нефти водой из кернов. В том случае, когда таких исследований не проводится, следует принимать с учетом следующих соображений. По данным исследований, проведенных для условий различных пластов, изменяется от 0,1 до 0,6. Опыт определения величины обводненной части залежей с терригенными и карбонатными пластами показал, что можно принимать равным 0,6. Такое значение было получено по данным исследований Д. А. Эфроса (ВНИИ).
Отметка текущего положения ВНК:
(3.3)
где – абсолютная отметка текущего положения ВНК, м;
– абсолютная отметка нижней дыры фильтра, м.
В соответствии с приведенной выше методикой ниже (таблица 3.10) приведен оценочный расчет текущего положения ВНК по действующим скважинам, эксплуатирующим горизонт IIIa месторождения Амударья, по которым имелся необходимый объем исходных данных.
Анализируя данные нижеприведенной таблицы можно отметить, что подъем ВНК происходит неравномерно, интервал изменения составляет -714 – -649 м, т. е. 65 м. При этом начальное положение ВНК по горизонту IIIa соответствовало - 745 м.

Таблица 3.15 – Оценка текущего положения ВНК по скважинам месторождения Амударья

№ скв	Интервал перфорации, м		Эффективная толщина пласта, м		Доля воды в добыче жидкости		Соотношение вязкостей нефти и воды		Фазовая проницаемость для воды		Заводненная часть эффективной толщины пласта, м		Относительная отметка текущего положения ВНК, м		Альтитуда, м		Абсолютная отметка текущего положения ВНК, м
1	1179	1165	14		0,97		350		0,6		2,18		1177		497		-680
9	1234	1224	10		0,93		350		0,6		0,64		1233		519		-714
11	1203	1194	9		0,94		350		0,6		0,58		1202		543		-659
13	1170	1160	10		0,97		350		0,6		1,24		1169		515		-654
15	1204	1201	3		0,93		350		0,6		0,18		1204		538		-666
16	1153	1148	5		0,78		350		0,6		0,09		1153		487		-666
17	1144	1138	6		0,91		350		0,6		0,26		1144		468		-676
18	1197	1195	2		0,84		350		0,6		0,05		1197		526		-671
22	1186	1182	4		0,92		350		0,6		0,21		1186		483		-703
23	1185	1180	5		0,93		350		0,6		0,28		1185		471		-714
24	1172	1160	12		0,96		350		0,6		1,31		1171		470		-701
25	1171	1162	9		0,97		350		0,6		1,10		1170		473		-697
27	1174	1160	14		0,77		350		0,6		0,22		1174		500		-674
29	1158	1154	4		0,97		350		0,6		0,53		1157		503		-654
30	1175	1170	5		0,97		350		0,6		0,64		1174		525		-649
31	1170	1159	11		0,94		350		0,6		0,78		1169		484		-685
32	1168	1153	15		0,92		350		0,6		0,77		1167		490		-677
33	1164	1156	8		0,86		350		0,6		0,23		1164		482		-682
34	1180	1175	5		0,93		350		0,6		0,32		1180		493		-687
35	1207	1197	10		0,94		350		0,6		0,67		1206		543		-663
36	1216	1205	11		0,91		350		0,6		0,52		1215		544		-671
38	1175	1170	5		0,98		350		0,6		1,19		1174		490		-684
39	1217	1208	9		0,94		350		0,6		0,62		1216		526		-690
40	1162	1158	4		0,90		350		0,6		0,17		1162		493		-669
41	1207	1200	7		0,94		350		0,6		0,52		1206		535		-671
42	1214	1207	7		0,99		350		0,6		2,13		1212		524		-688