Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой (стр. 4 )

Необходимость разработки такого метода возникла в связи с неоднозначностью результатов прогноза при использовании характеристик вытеснения вследствие «зашумления» кривой выработки запасов накладывающимися друг на друга эффектами от различного рода мероприятий.

Для снижения влияния динамики фонда скважин на характер выработки запасов предлагается перейти к динамике показателей осредненной скважины, характрезующей либо объект разработки в целом, либо отдельную его литолого-фациальную зону. Использование средней добычи нефти и жидкости на действующую скважину позволяет также избежать влияния неточности промысловых замеров в случае анализа каждой конкретной скважины (рисунок 1,б).

Рисунок 1- Прием унификации кривой падения дебита нефти

С целью минимизации фактора наложения друг на друга эффектов от проводимых геолого-технических мероприятий по оптимизации режима работы скважины и интенсификации отборов предлагается преобразовать дебит жидкости в постоянную величину посредством введения приведенного времени , которое будет избирательно масштабировать шкалу времени. Приведенное время представляет собой отношение накопленной добычи жидкости к отбору жидкости в начальный момент времени . Так, при увеличении дебита жидкости относительно начального приведенное время будет больше реального и наоборот (рисунок 1, в).

Таким образом, остается выразить дебит нефти относительно приведенного времени - , после чего с большей уверенностью можно оценить эффективность ГТМ.

Для сравнительного анализа выработки запасов нефти по пластам с подобными геолого-физическими свойствами предлагается унифицировать кривые падения дебита нефти, представив их в безразмерном виде от кратности промывки дренируемых запасов (рисунок 1, г). Величину потенциальных дренируемых запасов можно определить, используя одну из зависимостей (1), (2) и (4).

Зависимость, которая дает лучшую сходимость, следует использовать для прогноза, при этом ее выбор будет обусловлен неоднородностью объекта разработки и режимом работы залежи.

При использовании зависимости (4) для анализа выработки запасов определялись параметры , , таким образом, чтобы функция имела минимальное квадратическое отклонение от фактической динамики выработки запасов. Для нахождения минимума применяется метод наискорейшего спуска с использованием стандартных программ. Четыре степени свободы затрудняют выбор адекватного математического решения, описывающего физические процессы, протекающие в пласте. Несмотря на это, выбрать правильное решение возможно при соблюдении ряда критериев, которые представляются вполне логичными. Первый из них - отношение объемов запасов проводящей и подпитывающей сред - может быть различным, но в сумме их доля в пласте не должна превышать единицы. Второй - сумма коэффициентов , характеризующих эффективность промывки двух сред или коэффициент полезного действия от отбора жидкости, также не должен быть больше единицы, но возможны случаи, когда эта величина будет немного больше единицы, что связано с увеличением интенсивности перетоков нефти при ограничении объемов закачиваемой воды. Третий критерий - коэффициент выработки дренируемых запасов при достижении обводненности 98 % (коэффициент заводнения) - должен стремиться к единице и быть не ниже 0,9 д. ед, так как его низкое значение будет свидетельствовать о завышенной величине дренируемых запасов.

После достижения удовлетворительной аппроксимации фактических данных проверяется согласованность коэффициента заводнения и обводненности продукции при больших значениях промывки, и затем оцениваются параметры фильтрационной неоднородности и величина потенциальных извлекаемых запасов нефти.

На основании предлагаемых приемов унификации установлен характер выработки запасов по нескольким группам пластов Сургутского свода: АС4-8, АС9, АС10-12, БС1-8, БС10-12. В анализе использованы материалы по 52 объектам разработки 23 месторождений.

На многих объектах при перекомпенсации отборов жидкости закачиваемой водой фактическая кривая добычи нефти значительно отклоняется от модельной зависимости (2). Главная причина таких отклонений - наличие высокопроводящей среды, по которой происходит опережающее продвижение фронта закачиваемой воды и наступает преждевременное обводнение продукции.

Следует также отметить, что на начальном этапе формирования систем воздействия вода закачивалась в объемах, значительно превышающих отборы жидкости, которая положительно сказалась на отборах нефти. Далее при достижении некоторого значения выработки дренируемых запасов эффект от закачиваемой воды становится отрицательным, что связано, прежде всего, с выработкой запасов высокопроницаемых разностей. Установлено, что для ряда объектов разработки к моменту начала неэффективной работы закачиваемой воды отбирается около 70 % запасов нефти из высокопроницаемой части пласта. Эта величина коррелируется с исследованиями Маскета, Херста, Фея, Пратса и Ароновского, установивших, что коэффициент охвата на момент прорыва воды в однородном пласте при равной подвижности флюидов и соотношении нагнетательных и добывающих скважин 1:1 составляет 72 %.

Данный вывод позволяет выявить границу эффективных объемов закачиваемой воды, приводящей к интенсификации добычи нефти. Для рассмотренных групп пластов полезный объем закачиваемой воды оценивается на следующем уровне: БС10-12 ~ 0,148; БС1-8 ~ 0,182; АС4-9 ~ 0,06; АС10-12 ~ 0,130 д. ед. по отношению к геологическим запасам нефти.

Последующее снижение объемов закачиваемой воды до уровня добычи жидкости на ряде проанализированных месторождений приводило к росту добычи нефти.

Результаты анализа эффективности выработки запасов нефти по 52 объектам разработки, приуроченных к пластам Сургутского свода, представлены в таблице 1.

Из рассмотренных групп пластов наибольшие удельные дренируемые запасы нефти на скважину имеют пласты БС1-8 и БС10-12 – около 200 тыс. т/скв., наименьшая удельная величина дренируемых запасов была оценена по объектам разработки пластов АС10-12 – около 80 тыс. т/скв.

Оценка параметров двойной среды показала, что большинство групп пластов характеризуются близкими значениями доли запасов в высокопроницаемой среде (рисунок 2) от 0,5 до 0,65 д. ед., за исключением пластов АС9, где на высокопроницаемую среду приходится 0,27 д. ед.

Таблица 1. Результаты анализа выработки запасов по объектам разработки

Группа пластов	Параметр
Qр,	Q1				КИН, д. ед.
тыс. т	д. ед.	баланс	прогноз	Δ
АС4-8	134,4	0,495	0,588	0,214	3,2	0,287	0,227	-0,060
АС9	89,8	0,27	0,455	0,199	3,1	0,324	0,309	-0,016
АС10-12	79	0,632	0,593	0,181	3,3	0,304	0,307	0,003
БС1-8	197,9	0,532	0,676	0,212	14,3	0,430	0,413	-0,017
БС10-12	204,5	0,542	0,682	0,240	5,3	0,365	0,346	-0,019

Рисунок 2 - Оценка величины дренируемых запасов и их качества по 52 объектам разработки пластов Сургутского свода

Рисунок 3 - Оценка коэффициентов извлечения нефти 52 объектов разработки пластов Сургутского свода

На рисунке 3 представлена обобщенная оценка коэффициентов нефтеизвлечения по выделенным группам пластов, согласно которой стоящий на балансе Всероссийского Геологического Фонда КИН будет достигнут только по объектам АС10-12. По объектам АС9, БС1-8 и БС10-12 расхождение между прогнозным и балансовым КИН составит менее 0,02 д. ед., по объектам АС4-8 – 0,06 д. ед.

Установлено влияние накопленной компенсации отборов жидкости закачиваемой водой на отклонение от утвержденного КИН. По длительно разрабатываемым месторождениям можно говорить о том, что при накопленной компенсации отборов жидкости свыше 70 % утвержденный КИН достигнут не будет.