Геологическое

Download 5,01 Mb. bet 12/16 Sana 18.07.2022 Hajmi 5,01 Mb. #821304 Turi Анализ

Bog'liq
!-Амударья готов (2)

Среднее:	8		0,92		350		0,6		0,67		1183		505
-679

В связи с вышеприведенным анализом можно констатировать, что вследствие резкого различия в вязкостных характеристиках нефти и пластовой воды подъем ВНК носит резко неравномерный характер, т е. прорыв воды к интервалам перфорации скважин происходит с образованием языков обводнения, оставляя за фронтом вытеснения в районе дренирования скважин зоны с подвижной нефтью.

Также необходимо отметить, что приведенный расчет является оценочным, и обязательным условием для его адекватности является обводнение нефтяного пласта с подошвы, т.е. для многопластовых месторождений с четко изолированными пластами косвенные методы не применимы. Вследствие этого данный расчет выполнен в предположении о гидродинамической связи продуктивных горизонтов между собой.
Как показывают проведенные исследования, фронт контурных и подошвенных вод глубоко внедрен в залежь. Кроме того, текущие величины обводненности независимо от их местоположения на структуре очень близки друг к другу (таблица 3.9). Все это еще раз подтверждает об имеющем место процессе, в основном, трещинного вытеснения нефти водой. Хотя проявление последнего фактора благоприятствует относительно повышенному вытеснению нефти, обладающей высокой вязкостью (до 520,0 сПз) по отношению к воде (до 0,5 сПз) в пластовых условиях, но вытеснение нефти водой из порового пространства при этом остается на очень низком уровне. Именно с этой особенностью разработки связана относительно низкая нефтеотдача продуктивных горизонтов.
По месторождению Амударья с начала разработки по состоянию на 01.05.2012 г. добыто 1060,5 тыс. т нефти, что составляет 12,4 % от утвержденных начальных балансовых или 49,4 % от начальных извлекаемых запасов.
Это указывает на то, что, несмотря на более чем 46-летный срок разработки месторождения, достигнутые величины КИН являются незначительными.
Одна из возможных причин не достижения проектного КИН заключается в следующем. На месторождении Амударья, которое разрабатывается в условиях упруговодонапорного режима, процесс вытеснения нефти водой усугубляется резким различием в вязкостных характеристиках пластовых флюидов. Из практики разработки месторождений нефти, имеющих повышенную вязкость известно, что с повышением вязкости нефти и уменьшением вязкости воды охват пласта вытеснением резко уменьшается. При этом вытеснение нефти водой становиться неполным и за фронтом вытеснения могут оставаться зоны (пропластки) с подвижной нефтью.
Для выявления доли участия в работе скважин отдельных пропластков обычно используют результаты потокометрии, однако данный вид исследования на месторождении не проводился. В связи с этим оценить реальный охват пласта дренированием по толщине продуктивных горизонтов не представляется возможным. В первом приближении определение зоны дренирования добывающей скважины возможно расчетным способом, о чем указывается ниже.
Одним из условий рациональной разработки месторождений углеводородов является минимизация интерференции между добывающими скважинами. Данное условие предполагает, что каждая скважина в процессе ее работы должна вырабатывать только свою выделенную зону пласта, обычно схематизируемую в виде круга. Радиус зоны влияния (дренирования) скважины является важным показателем при проектировании бурения новых скважин, т.к. учитывает распределение скважин на площади месторождения, что, в свою очередь, влияет на экономические показатели прогнозируемых вариантов.
Радиус дренирования скважины определяется в процессе проведения исследований скважин на нестационарных режимах (снятие КВД, КВУ). Однако в связи с тем, что по месторождению подобных исследований нет, средний радиус дренирования добывающих скважин оценивался по следующей расчетной методике, основанной на объемном методе подсчета запасов нефти.
Удельные геологические запасы нефти, сосредоточенные в некотором объеме породы коллектора можно вычислить по следующей формуле:
(3.4)
где – геологические запасы нефти, т;
– площадь зоны пласта, ограниченная радиусом дренирования скважины, м²;
– эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
– коэффициент открытой пористости;
– коэффициент нефтенасыщенности;
– плотность дегазированной нефти, г/см³;
– пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в процессе ее дегазации.
Вследствие действия капиллярных сил и неравномерности вытеснения нефти водой, из продуктивного пласта может быть извлечена только часть удельных геологических запасов, что составляет извлекаемый запас скважины, который связан с удельными геологическими запасами через коэффициент извлечения нефти (КИН):
(3.5)
где – извлекаемые запасы нефти добывающей скважины, т;
– коэффициент извлечения нефти из скважины, доли ед.
Схематизируем площадь дренирования, приходящуюся на добывающую скважину в виде круга. Тогда вышеприведенный параметр определим по формуле:
(3.6)
где – радиус дренирования добывающей скважины, м.
После математических преобразований, получим выражение для расчета радиуса дренирования скважины:
(3.7)
Для определения КИН на добывающую скважину воспользуемся известной формулой А. П. Крылова:
(3.8)
где – коэффициент вытеснения нефти водой;
– коэффициент охвата пласта разработкой.
Коэффициент вытеснения нефти различными агентами (водой, газом) определяется на образце керна экспериментально. Вследствие того, что по месторождению Амударья данные исследования не проводились, оценочно примем величину коэффициента вытеснения из научно-технической литературы. При повышенной вязкости нефти коэффициент вытеснения колеблется в пределах 0,5-0,65 [5]. Примем среднее значение коэффициента вытеснения из указанного диапазона, составившее 0,575.
Коэффициент охвата определяется степенью вовлечения в процесс вытеснения объема пласта, и для дренируемого объема, приходящегося на одну скважину, может быть вычислен из выражения:
(3.9)
где – начальная нефтенасыщенная толщина, м;
– текущая остаточная нефтенасыщенная толщина, м.
Остаточную нефтенасыщенную толщину определим через следующее соотношение:
(3.10)
где – остаточные дренируемые запасы скважины, т.
Остаточные дренируемые запасы рассчитывались как разность между начальными дренируемыми запасами и накопленной добычей нефти . Начальные дренируемые запасы рассчитывались с использованием характеристик вытеснения. Результаты расчета начального дренируемого запаса скважин, которые работали относительно продолжительное время, приведены ниже (таблица 3.11). Следует отметить, что ввиду отсутствия части данных добычи нефти, были проанализированы лишь последние годы разработки. Накопленная добыча нефти и, соответственно, остаточные дренируемые запасы приведены на дату 01.05.2012 г. В таблице заливкой выделены значения, которые не учитывались при расчете среднего значения. В расчете использовались 6 видов характеристик вытеснения, т.е. можно полагать, что полученные значения начальных дренируемых запасов являются достаточно адекватными.
После последовательных расчетов, результаты которых представлены в таблице 3.12, средний расчетный радиус дренирования добывающих скважин месторождения Амударья составил 135 м.
Таблица 3.16 – Результаты расчета характеристик вытеснения по скважинам месторождения Амударья

Авторы метода	Оценка извлекаемых запасов скважин с учетом предельной обводненности (98%), т
	№1	№9	№11	№13	№15	№16	№17	№18	№22	№23	№24	№25	№27	№29	№30
Назаров С.Н., Сипачев Н. В.	26	8853	1186	4270	508	29965	-10063	418	7880	12911	-7435	4264	39376	6285	-230
Сипачев Н. В., Пасевич А. Г.	26	9281	1203	4426	-856	34096	-10864	430	8130	13792	-7120	4401	48286	6532	-237
Пирвердян А.М. и др	8096	8244	786	4082	792	20213	21234	381	5192	10089	1219	2541	17860	7354	1404
Камбаров Г.С. и др.	5489	6019	558	3013	526	14105	13278	278	3643	7167	803	1768	12219	6047	842
Копытов А.В.	5579	7509	1326	4351	1692	14477	13349	354	3913	9312	1658	2017	15710	6735	1406

Download 5,01 Mb.

Do'stlaringiz bilan baham: