|
УДК 622.276.58:622.276.05 |
|
|
|
© И. П. Жабрев, О. Ю. Копылова, 1991 |
Особенности обводнения нефтяных залежей в процессе разработки
И.П. ЖАБРЕВ, О.Ю. КОПЫЛОВА (ИПНГ АН СССР и ГК НО СССР)
При подсчете запасов возникают большие сложности, связанные с определением коэффициента извлечения нефти (КИН). Несомненно, что анализ данных по крупному массиву месторождений будет способствовать решению этой проблемы. Нами были использованы данные по Волго-Уральской НГП (без Оренбургской области). По состоянию на 1.01.1988 г. здесь числилось 1145 залежей, из которых 665 приурочены к терригенным отложениям и 480 - к карбонатным. Распределение залежей по возрасту следующее: в 369 залежах продуктивными отложениями являются девонские, 755 - каменноугольные и 21 - пермские. В Куйбышевской области насчитывается 396 залежей, Пермской - 143, Саратовской - 58, Волгоградской - 44, в Башкирии - 334, Татарстане - 130 и Удмуртии - 40.
Нами были вычислены средние значения отдельных параметров, характеризующих 1079 залежей, которые соотнесены с минимальными и максимальными значениями аналогичных параметров имеющихся в этом массиве залежей (табл. 1).
Гистограммы, характеризующие распределение отдельных параметров, приведены на рис. 1, а-з. Все кривые относятся к непрерывным распределениям (экспоненциальное, нормальное, логнормальное). Выделяется распределение, построенное по обводненности продукции (рис. 1, е), которое ближе всего к гамма-распределению и может объясняться: 1) большим числом анализируемых залежей, находящихся, с одной стороны, на начальных и, с другой, на конечных этапах обводнения, по сравнению с числом залежей, имеющих среднюю обводненность; 2) неравномерностью во времени процесса обводнения залежей, с ускорением его в интервале 41-70 % обводненности продукции по сравнению с начальными и конечными стадиями разработки. На этот средний по обводненности интервал приходится всего 23 % от всех залежей.
Оценка фактора длительности разработки залежей приведена на рис. 2.
Определенный интерес представляют также данные о коэффициентах парной корреляции между отдельными параметрами (или их логарифмами):
|
КИНпр-КИНтек |
0,734 |
|
Коэффициент пористости - логарифм коэффициента проницаемости |
0,665 |
|
Логарифм вязкости - КИНпр |
0,436 |
|
Обводненность - КИНпр |
0,371 |
|
Обводненность - эффективная нефтенасыщенная толщина |
0,144 |
|
Обводненность - логарифм проницаемости |
0,112 |
|
КИНпр - эффективная нефтенасыщенная толщина |
0,110 |
|
Обводненность - логарифм вязкости |
0,101 |
|
Обводненность - коэффициент открытой пористости |
0,092 |
Обращают на себя внимание некоторые результаты, не совпадающие с общепринятыми и требующие определенного объяснения.
Отсутствие корреляции между обводненностью и логарифмом вязкости, что противоречит известному из практики разработки факту: чем больше вязкость нефти в пластовых условиях, тем выше обводненность при равной степени выработанности запасов и одинаковой вязкости воды. Коэффициент корреляции между вязкостью и КИНпр существенно выше (0,436). Отмеченное несоответствие может быть связано также с характером распределения параметра вязкости, и поэтому при небольших колебаниях вязкости начинают приобретать ведущее значение другие факторы.
Рассмотрение в качестве коррелируемой пары проектного и текущего КИН может вызвать возражение. В условиях, когда больше половины массива составляют залежи с высокой степенью выработанности, по соответствию между этими двумя величинами можно судить о высокой достоверности определения проектных величин, о чем свидетельствует значение коэффициента корреляции (0,734).
Как и следовало ожидать, высокая степень коррелируемости (0,665) получилась между коэффициентом пористости и логарифмом проницаемости, но она явно недостаточна для прямого пересчета пористости в проницаемость, как это часто делается на практике по отдельным пластам.
Наибольший интерес среди выполненных нами расчетов представляют материалы по связи между обводненностью и степенью выработанности запасов. Все залежи были разбиты на девять групп по степени выработанности запасов (КИНтек/ КИНпр), и по каждой группе строились гистограммы степени обводненности продукции. В несколько обобщенном виде эти данные приведены в табл. 2.
Наибольшая связь между степенью выработанности запасов и обводненностью продукции отмечается на начальных (при выработанности 0- 0,1) и конечных (0,7-1) стадиях. На остальных стадиях связь между двумя рассматриваемыми показателями либо существенно слабее (интервалы 0,1-0,3 и 0,6-0,7), либо отсутствует (интервал 0,3-0,5).
Если выше все анализируемые материалы были взяты на одну дату, т.е. давали как бы моментальную фотографию, то для количественных анализов мы использовали изменение обводненности по 124 залежам за период 1985-1989 гг. Для этой выборки были взяты залежи, по которым отбор от начальных балансовых запасов составлял 3 °/0 и более, т. е. разработка велась довольно интенсивно.
Все залежи были разбиты на четыре группы по обводненности (%): 1) 0-25, 2) 26-50, 3) 51 - 75, 4) 76-100. В первую группу попало 22 залежи, во вторую - 31, в третью - 40 и в четвертую - 31. Для каждой группы были подсчитаны средние значения увеличения обводненности, приходящейся на 1 % отбора нефти от начальных балансовых запасов (табл. 3).
Конечно, трудно судить, насколько представительна данная выборка, но она приводит к выводу, что обводнение при средней степени выработанности запасов идет более высокими темпами, чем на начальной и конечной стадиях разработки. Эти данные можно также использовать для расчета среднего конечного КИН по 124 залежам, вошедшим в выборку. К концу первого этапа КИНтек составит 15 %, второго - 22, третьего - 31 и четвертого - 44. Эти данные почти на 10 % больше, чем полученные по большой выборке (см. табл. 2), но там были взяты определения КИН из проектов разработки.
Нами проанализирована зависимость КИНпр от величины логарифма начальных балансовых запасов (рис. 3 и табл. 4).
Как видно из гистограммы, наиболее близки к нормальному распределению запасы групп 3-4. При уменьшении размеров запасов (группы 1-2) максимум смещается влево, а при увеличении - вправо (группа 5). Без специального анализа трудно сказать, с чем связан факт уменьшения КИНпр с уменьшением размеров геологических запасов. Что здесь от природы, а что от человека? Но факт этот очевиден. Прямая связь между размером геологических запасов и КИНпр была отмечена также для месторождений Апшеронского полуострова [1], где этот факт связывается с уменьшением неоднородности нефтеносных пластов в более крупных залежах. (Ахмедов А.М., Кондрушкин Ю.М., Агаева М.А. Классификация залежей по интегральным показателям неоднородности // Нефтяное хозяйство.- 1990.- № 12,- С. 35-39.)
Нами также были проанализированы (на материалах по состоянию на 1.01.1989 г.) зависимости между средними значениями обводненности продукции и КИНтек (рис. 4, табл. 5).
Если проследить характер изменения средней обводненности по мере увеличения КИНтек раздельно для девонских и каменноугольных терригенных отложений, то устанавливается определенное различие в нарастании обводненности по мере перехода из одной группы КИН в другую. Стартовые позиции (группа КИНтек 0-0,1) обводненности для обоих классов терригенных пород примерно одинаковы (разница 3 %). Далее (группа КИНтек 0,1-0,3) разница в средних значениях обводненности достигает 6-7 %, еще более увеличиваясь в двух следующих группах (КИНтек 0,3-0,4 и 0,4- 0,5) до 12-15. И, наконец, в последней группе (КИНтек 0,5-0,6) эти значения опять примерно совпадают.
Таким образом, терригенные каменноугольные отложения в интервале КИНтек 0,2-0,5 характеризуются заметно большими средними значениями обводненности, чем терригенные девонские отложения. В интервалах КИНтек 0,1-0,2 и 0,5-0,6 эти значения для обоих классов примерно одинаковы. Приведенные результаты анализа свидетельствуют в первую очередь о более благоприятных геологических условиях для закачки воды в терригенные отложения девона, чем карбона. Последние в палеозойском разрезе сходны с терригенными отложениями девона в интервале КИНтек 0-0,4. В интервале 0,4-0,6 в карбонатных породах происходит резкое увеличение обводненности продукции по сравнению с образованиями терригенного девона (возможно, это связано с недостаточной статистикой).
Нам представляется, что проведенный анализ может быть использован для определения степени успешности заводнения для различных геологических условий (конечно, при наличии достаточного числа значений).
Мы попытались показать, какие возможности открываются при анализе данных, характеризующих большой массив нефтяных залежей. Следует предостеречь от проверки их с помощью истории разработки какой-либо конкретной залежи. Наши данные - средние, они получены из большого облака значений, их лучше сравнить сданными таких же больших массивов. Например, можно сопоставить среднюю степень обводненности продукции для одинаковых КИНтек различных частей разреза (юра, горизонты Б и А нижнего мела) Западной Сибири и Волго-Уральской области и тем самым решить задачу об эффективности заводнения в этих районах.
On the basis of data on 1079 oil pools found in the Volga-Urals petroliferous province, the relationships among some characteristics of these pools have been analyzed. Particular attention is being given to the relationship between water encroachment of production and oil recovery ratio. It has been established that the strongest relationship between the degree of reserve depletion and production water encroachment is observed during initial and final development. During the rest stages, the relationship between the two indices at hand is either essentially weaker, or absent. We have managed also to determine the difference in rates of the water encroachment of Devonian and Carboniferous beds which indicates more favorable geologic conditions of water injection into Devonian terrigenous formations than Carboniferous ones.
|
Параметры |
Величины |
||
|
средние |
максимальные |
минимальные |
|
|
Эффективная толщина, м |
4,5 |
19,7 |
0,3 |
|
Открытая пористость, % |
16,2 |
30,0 |
2,0 |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,131 |
5,01 |
0,001 |
|
Нефтенасыщенность, % |
81,5 |
96 |
50 |
|
Вязкость, мПа-с |
5,61 |
272,3 |
0,13 |
|
Обводненность, % * |
48,5 |
100 |
0,2 |
|
кинпр** |
34,8 |
82,9 |
2 |
|
КИНтек** |
0,17 |
0,77 |
0 |
Рассчитаны как средние, приходящиеся на одну залежь:
* без взвешивания на добываемую продукцию; ** без взвешивания на объем запасов.
|
Степень выработанности (КИНтек/кинпр) |
Степень обводненности (%) по группам |
||||
|
. 0-20 |
21-40 |
41-60 |
61 - 80 |
>80 |
|
|
0-0,1 |
51 |
18 |
16 |
10 |
5 |
|
0,1-0,2 |
36 |
30 |
17 |
9 |
8 |
|
0,2-0,3 |
31 |
22 |
19 |
14 |
14 |
|
0,3-0,4 |
26 |
24 |
24 |
16 |
10 |
|
0,4-0,5 |
19 |
19 |
24 |
23 |
15 |
|
0,5-0,6 |
12 |
21 |
21 |
22 |
24 |
|
0,6-0,7 |
11 |
18 |
18 |
19 |
34 |
|
0,7-0,8 |
8 |
5 |
11 |
26 |
49 |
|
0,8-0,9 |
10 |
11 |
5 |
11 |
63 |
|
0,9-1 |
9 |
3 |
10 |
25 |
53 |
|
Группа |
Обводненность, % |
Увеличение обводненности продукции (%) на 1 % Отбора от начальных балансовых запасов |
|
1 |
0-25 |
1,66 |
|
2 |
26-50 |
3,43 |
|
3 |
51-75 |
2,71 |
|
4 |
76-100 |
1,54 |
|
Группа |
Логарифм запасов, усл. ед. |
Среднее значение КИНпр |
|
1 |
0-1 |
0,24 |
|
2 |
1-2 |
0,28 |
|
3 |
2-3 |
0,33 |
|
4 |
3-4 |
0,35 |
|
5 |
4-5 |
0,46 |
|
КИНтек |
Число залежей |
Среднее значение обводненности, % |
||||
|
Терригенные отложения |
Карбонатные отложения |
Терригенные отложения |
Карбонатные отложения |
|||
|
D |
C |
D+C+P |
D |
C |
D+C+P |
|
|
0-0,1 |
125 |
124 |
286 |
33,5 |
30,7 |
35,9 |
|
0,1-0,2 |
52 |
75 |
74 |
47,7 |
53,5 |
44,6 |
|
0,2-0,3 |
34 |
55 |
53 |
54,5 |
61,4 |
59,8 |
|
0,3-0,4 |
25 |
42 |
27 |
60,2 |
75,6 |
58,3 |
|
0,4-0,5 |
24 |
35 |
11 |
67,6 |
79,7 |
87,0 |
|
0,5-0,6 |
31 |
27 |
3 |
81,6 |
83,1 |
95,1 |
|
0,6-0,7 |
6 |
9 |
1 |
81,9 |
89,2 |
98,9 |
Рис. 1. Гистограммы эффективных нефтенасыщенных толщин (а), м, открытой пористости (б), %, логарифма проницаемости (в), мкм2, нефтенасыщенности (г), %, логарифма вязкости нефти в пластовых условиях (д), мПа*с, обводненности продукции В(е), %, КИНпр (ж), %, КИНтек (з), %
Рис. 2. Длительность разработки залежи, годы
Рис. 3 Зависимость КИНпр от логарифма начальных запасов.
Логарифмы запасов, усл. ед.: а - 0-1, б- 1-2, в - 2-3, г - 3-4, д - 4-5
Рис. 4. Зависимость между средними значениями обводненности продукции В и КИНтек.
Отложения: 1 - терригенные девонские, 2 - терригенные каменноугольные