Влияние проницаемостной неоднородности пласта на показатели добычи нефти (на примере пласта ЮС11 Западно-Асомкинского месторождения)

 

Балин В.П.Малышев И.О. (ЗАО Недра-Консалт)
Рязанов А.П. (ОАО Славнефть-Мегионнефтегаз)

 

На Западно-Асомкинской площади пласт ЮС11 изучен четырьмя разведочными и семьдесятью четырьмя эксплуатационными скважинами. Подсчетный план объекта представлен на рис.1.

 

000797_b
Рис.1. Подсчетный план объекта ЮС11

 

Коллекторы пласта в пределах этой площади вскрыты на глубинах 2925-2972 м. Общая толщина пласта изменяется от 11.4 до 22.5 м. Средняя общая толщина составляет 18.5 м. Эффективные толщины изменяются от 2.6 (скв. 803Р) до 16.0 м (скв. 125). Среднее значение эффективной толщины в пределах данной площади составляет 9.0 м. Диапазон изменения значений эффективных нефтенасыщенных толщин от 2.6 (скв. 803Р) до 13.0 м (скв. 169). Среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта ЮС1 в пределах Западно-Асомкинской площади составляет 7.1 м.

Расчлененность пласта весьма высока, изменяется от 4 до 10, в среднем составляет 6.8. Коэффициент песчанистости изменяется от 0.28 (скв. 141) до 0.77 (скв. 144), в среднем 0.59.

Абсолютная отметка ВНК пласта ЮС1 в пределах Западно-Асомкинской площади принята на глубине – 2911-2914 м. В соответствии с принятым положением ВНК размеры залежи 13х3 км, высота до 39 м, тип – пластово-сводовая.

Залежь введена в разработку в 1994 г. на основании «Технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации Западно-Асомкинского месторождения (пласт ЮС1)», составленной СибНИИНП в 1993 г.

При эксплуатации залежи получены неоднозначные результаты по продуктивности различных ее частей, в частности, была выявлена существенная неоднородность скважин по накопленной добыче нефти при весьма близких значениях проницаемости и нефтенасыщенных толщин, что требовало объяснения этих причин .

Анализ добывающих скважин по накопленной добыче нефти показал следующее: 30 скважин (42,8%) входит в интервал с накопленной добычей нефти меньше 10 тыс.т (добыча — 81,4 тыс.т, или 4,4%); 13 скважин (18,6%) входят в интервал с накопленной добычей нефти 10-20 тыс.т (добыча – 187,8 тыс.т, или 10,1%); 14 скважин (20,0%) входят в интервал с накопленной добычей нефти 20-50 тыс.т (добыча – 466,4 тыс.т, или 25,1%); 13 скважин (18,6%) входят в интервал с накопленной добычей нефти больше 50 тыс.т (добыча – 1121,7 тыс.т, или 60,4%). То есть, основная часть добычи (85,5%) приходится на группу из 27 скважин (38,6%).

На рис.2 представлена карта накопленных отборов, на которой хорошо видна неравномерность отборов по площади. Зона максимальных отборов шириной до двух километров с некоторыми локальными исключениями распространена полосой с юго-востока (район скв.209, 209Б, 200) на северо-запад (район скв. 125, 126) и ориентирована вдоль центрального нагнетательного ряда (скв.147, 159, 173, 187).

 

000798_b
Рис.2. Карта накопленных отборов по пласту ЮС11. Западно-Асомкинское месторождение

 

Проведенная оценка накопленной добычи и удельной накопленной добычи нефти через геолого­физические характеристики пласта в скважинах, таких как параметр проводимости пласта (Kпр*h), отношение максимальной проницаемости пласта в скважине к средней проницаемости по данным ГИС (Кпр.мах./Кпр.ср.), показатель послойной неоднородности по проницаемости (V2п), не выявила каких­либо закономерностей, однако на всех графиках присутствует четкое разделение на две зоны (рис. 3-5), которые при одних и тех же параметрах неоднородности существенно отличаются по удельной накопленной добыче нефти.

 

000799_b
Рис. 3. Зависимость накопленной добычи нефти от параметра Кпр*h

 

000800_b
Рис.4. Зависимость Qуд.нак.=f (Кпр.мах./Кпр.ср.)

 

000801_b
Рис.5. Связь удельной добычи нефти с показателем послойной неоднородности по проницаемости для всей выборки скважин

 

Последние два параметра характеризуют степень неоднородности пласта по проницаемости. Учитывая некоторый субъективизм в определении проницаемости методами ГИС, необходимо отметить, что на качественном уровне данные параметры можно использовать, так как они имеют относительную безразмерную величину.

Показатель послойной неоднородности по проницаемости определялся по формуле:


где hi – толщина i-го пропластка в скважине, м; hn – нефтенасыщенная толщина коллектора в скважине, м; Кi – проницаемость i-го пропластка в скважине, мД.

При использовании всей выборки скважин определяются только общие тенденции увеличения удельной добычи нефти при уменьшении отношения максимальной проницаемости пласта в скважине к средней проницаемости и показателя послойной неоднородности.

При детальном рассмотрении зависимостей с учетом отбраковки части скважин (нагнетательные скважины в отработке, скважины, в которых проведены ГРП, ликвидированные по техническим причинам) можно выделить несколько групп скважин. На распределение скважин по группам оказали влияние и техногенные факторы: неравномерность ввода добывающих и нагнетательных скважин, оказавшихся в одном элементе воздействия, перекомпенсация отборов жидкости закачкой воды на отдельных участках залежи, отсутствие мероприятий по выравниванию фронта вытеснения и профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Данные группы скважин распределяются следующим образом:

  • группа 1 (11 скважин) – диапазон изменения накопленной добычи нефти составляет 38.8-124.7 тыс.т, удельной накопленной добычи – 4.6-29.7 тыс.т/м;
  • подгруппа 2-1 (10 скважин) – диапазон изменения накопленной добычи нефти составляет 16.5 —  94.6 тыс.т, удельной накопленной добычи – 2.3 — 14.6 тыс.т/м;
  • подгруппа 2-2 (9 скважин) – диапазон изменения накопленной добычи нефти составляет 1.6 — 22.0 тыс.т, удельной накопленной добычи – 0.4 — 3.5 тыс.т/м.
  • подгруппа 2-3 (5 скважин) – диапазон изменения накопленной добычи нефти составляет 4.0 — 7.1 тыс.т, удельной накопленной добычи – 0.38 — 0.94 тыс.т/м.
  • группа 3 (11 скважин) – диапазон изменения накопленной добычи нефти составляет 0.13 — 4.05 тыс.т, удельной накопленной добычи – 0.014 — 0.6 тыс.т/м.

По каждой группе четко прослеживается зависимость удельной добычи нефти от выбранных геолого­физических характеристик.

Геолого-физическая характеристика групп скважин представлена в таблице 1.

 

000819_b
Таблица 1. Характеристика параметров неоднородности по группам скважин

 

Для каждой группы скважин показатель послойной неоднородности по проницаемости, как и параметр (Кпр.мах/Кпр.ср.), имеет хорошую связь с удельной накопленной добычей нефти (рис.6-9), а параметр Кпр.мах/Кпр.ср. хорошо коррелируется с показателем послойной неоднородности по проницаемости. На рис.10 представлена указанная корреляционная зависимость для группы 1.

 

000802_b
Рис.6. Связь удельной накопленной добычи нефти с показателем

 

000803_b
Рис.7. Связь удельной накопленной добычи нефти с параметром послойной неоднородности по проницаемости по подгруппе 2-1
 
000804_b
Рис.8. Связь удельной накопленной добычи нефти с параметром послойной неоднородности по проницаемости по подгруппе 2-2

 

000805_b
Рис.9. Зависимость удельной накопленной добычи нефти от параметра послойной неоднородности по проницаемости по группе 3

 

000806_b
Рис.10. Связь параметра (Кпр.мах/Кпр.ср.) с параметром послойной неоднородности по проницаемости по группе 1

 

На рис.11 представлены обобщенные геолого­статистические разрезы (ГСР) по проницаемости по группам скважин 1, 2 (подгруппы 2-1, 2-2, 2-3) и 3.

 

000807_b
Рис. 11. Геолого-статистические разрезы по проницаемости
 

Как видим, ГСР по группе 1 и подгруппам 2-1 и 2-2 практически идентичен, однако, исходя из табл.1, средняя проницаемость пласта в нефтенасыщенной части коллектора в данных группах отличается существенно. Причиной этого является то, что в первой группе доля скважин в ВНЗ составляет 55% (скв. 125, 126, 137, 138, 133, 200), средняя нефтенасыщенная толщина по этим скважинам составляет 5.0 м, водонасыщенная – 5.5 м, средняя проницаемость нефтенасыщенной части коллектора составляет 29.8 мД, водонасыщенной – 8.6 мД. Средний показатель послойной неоднородности нефтяной части ВНЗ в скважинах группы 1 составляет 0.38, а по большинству скважин не превышает 0.2. Доля добычи нефти по скважинам первой группы, расположенным в ВНЗ, составляет 62.5 %.

Так как разрез в скважинах группы 1 в ВНЗ представлен сравнительно однородным коллектором, а водоносная зона, характеризующаяся худшими ФЕС, не вскрывалась, то выработка запасов происходит равномерно по толщине.

Как правило, в группах 1 и 2 нижняя часть разреза представлена низкопроницаемыми коллекторами. В группе 1 проницаемость нижней части разреза по скважинам, расположенным в ЧНЗ ( 149, 150, 157, 29, 209), составляет 6.8 мД (доля 29 – 73%, средняя — 53.8%), а верхней – 40 мД (доля 27 – 71%, средняя – 46.2%), средняя проницаемость – 21.5 мД. Средний показатель послойной неоднородности по скважинам, расположенным в ЧНЗ, составляет 0.77, накопленная добыча нефти – 37.5%.

В подгруппах 2-1 и 2.2 только 20% скважин расположены в ВНЗ.

В подгруппе 2-1 геологическая характеристика разрезов скважин неоднозначна: две скважины 135 и 143 находятся в ВНЗ (средняя нефтенасыщенная толщина – 5.6 м, водонасыщенная – 2.9 м, средний показатель послойной неоднородности – 0.11, накопленная добыча нефти – около 20%); в 4-х скважинах чисто нефтяной зоны 158, 160, 184, 188 разрез представлен коллекторами с лучшей проницаемостью верхней части – 27.1 мД, проницаемость нижней части составляет 5.7 мД (накопленная добыча – 24%); в 4-х скважинах 177, 197, 148, 209б разрез представлен чередованием средне- и низкопроницаемых пропластков (Кпр.ср. – 13.6 мД) – накопленная добыча 57%. Там, где отсутствует закономерность распределения высокопроницаемых прослоев в разрезе, наблюдается и более высокая добыча нефти.

В подгруппе 2-2 геологическая характеристика разрезов скважин более определенная: две скважины 136 и 153 находятся в ВНЗ (средняя нефтенасыщенная толщина — 5.5 м, водонасыщенная — 2.5 м, средняя проницаемость нефтяной части 22.3 мД, водоносной – 7.3 мД, средний показатель послойной неоднородности – 0.165, накопленная добыча нефти – около 22%); в восьми скважинах чисто нефтяной зоны 146, 152, 172, 174, 175, 218, 186 разрез представлен коллекторами с лучшей проницаемостью верхней части – 28.3 мД, проницаемость нижней части составляет 7.0 мД, средний показатель послойной неоднородности – 0. 61 (накопленная добыча – 78%). В скважинах ЧНЗ 48.8% объема пласта представлено среднепроницаемым коллектором.

ГСР по проницаемости третьей группы скважин показывает, что диапазон изменения проницаемости довольно узок, средняя проницаемость пласта в скважинах данной группы очень низкая и сопоставима с максимальной проницаемостью (см. рис. 11), без применения интенсификации притоков скважины данной группы практически не работают.

Дальнейший анализ выработки запасов нефти по группам скважин позволил установить зависимость удельной накопленной добычи нефти от отношения суммы нефтенасыщенных толщин коллектора с проницаемостью, отличающейся от максимальной менее чем в 3 раза к суммарной нефтенасыщенной толщине. Это сделано из предположения, что пропластки коллектора с проницаемостью, отличающейся от максимальной более чем в 3 раза, в выработке запасов принимают пассивное участие.

 

000808_b
Рис.12. Зависимость удельной накопленной добычи нефти от параметра ΣНi(Кпр. max./ Кпр.i ≤ 3) /Σ Hi. нефт. (группа скважин 1)
 

На рис.12 приведена указанная выше зависимость для первой группы скважин. Среднее значение указанного параметра ΣНi(Кпр. max./ Кпр.i 3), то картина существенно меняется (рис.16), т.е. практически весь разрез с проницаемостью менее чем в 3 раза отличающейся от максимальной, участвует в работе. Накопленная добыча нефти растет пропорционально с увеличением работающей нефтенасыщенной толщины.

 

  Рис. 13. Зависимость удельной накопленной добычи нефти от суммарной нефтенасыщенной толщины (группа 1)

Рис. 13. Зависимость удельной накопленной добычи нефти от суммарной нефтенасыщенной толщины (группа 1)

 

Рис. 14. Зависимость удельной накопленной добычи нефти от нефтенасыщенной толщины с проницаемостью, отличающейся от максимальной проницаемости менее чем в 3 раза (группа 1)

Рис. 14. Зависимость удельной накопленной добычи нефти от нефтенасыщенной толщины с проницаемостью, отличающейся от максимальной проницаемости менее чем в 3 раза (группа 1)

 

Рис. 15. Зависимость накопленной добычи нефти от суммарной нефтенасыщенной толщины (группа 1)

Рис. 15. Зависимость накопленной добычи нефти от суммарной нефтенасыщенной толщины (группа 1)

 

Рис. 16. Зависимость накопленной добычи нефти от работающей нефтенасыщенной толщины (группа 1)

Рис. 16. Зависимость накопленной добычи нефти от работающей нефтенасыщенной толщины (группа 1)

 

000813_b
Рис. 17. Распределение удельной добычи нефти в пределах зон различных нефтенасыщенных толщин. Пласт ЮС11

 

Еще одно подтверждение наших выводов – график распределения удельной накопленной добычи нефти в пределах зон различных нефтенасыщенных толщин (рис.17). Чем больше нефтенасыщенная толщина, тем меньше удельная добыча нефти и жидкости, т.е. тем больше нефтенасыщенных толщин не участвует в работе пласта.

Например, по сравнительно однородному пласту АС9 Восточно­Перевального месторождения подобная гистограмма имеет следующий вид (рис.18).

 

000814_b
Рис.18. Распределение удельной добычи нефти в пределах зон различных нефтенасыщенных толщин. Пласт АС9. Восточно-Перевальное месторождение

 

Здесь удельная добыча нефти в пределах различных зон нефтенасыщенных толщин практически одинакова. Показатели послойной и зональной неоднородности по проницаемости по данному пласту составляют, соответственно, 0.05 и 0.04, а средний коэффициент расчлененности – 1.8.

Указанные выше закономерности накопленной добычи нефти от суммарной и работающей нефтенасыщенной толщины также наблюдаются по остальным подгруппам скважин.

Чем больше нефтенасыщенная толщина в скважине, тем меньше удельная накопленная добыча нефти, т.е. в работе активное участие принимает только самая проницаемая часть неоднородного разреза.

 

000815_b
Рис. 19. Карта размещения зон с различной накопленной и удельной накопленной добычей нефти
 

На рис.19 представлена карта размещения добывающих скважин, принадлежащих различным группам, на площади залежи пласта ЮС11 Западно-Асомкинского месторождения.

Как было отмечено ранее, на снижение показателей добычи нефти в группе 2 повлияли и геолого­физические характеристики коллектора, и техногенные факторы.

Планомерное выполнение мероприятий по регулированию разработки объекта ЮС11 (ГРП, выравнивание фронта вытеснения, регулирование профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляционные работы в добывающих скважинах) могло бы существенно расширить зону группы 1, присоединив к ней большую часть территории группы 2, однако сегодня это можно лишь констатировать.

На этом же рисунке приведены скважины третьей группы, реанимированные в 2007 году после длительного бездействия с помощью большеобъемного ГРП. К сожалению, на результаты ГРП повлияли и техногенные факторы (см. табл.1), в некоторых случаях ГРП выполнен в заводненной зоне пласта (скв.155, 195, 199, 205). Данное мероприятие позволило увеличить действующий фонд скважин почти в 2 раза.

Изучение выработки запасов нефти в скважинах и детальное геолого­гидродинамическое моделирование помогают выявить остаточные запасы нефти и наметить необходимые мероприятия для их выработки. Например, в «Технологической схеме разработки Западно-Асомкинского месторождения», выполненной с участием авторов, были заложены мероприятия по зарезке боковых стволов (около 20 скважино-операций), ГРП (25 скважино-операций) и выравниванию профиля приемистости.

 

000816_b
Рис. 20. Геологический разрез текущей нефтенасыщенности и проницаемости по третьей группе скважин

 

000817_b
Рис.21. Фрагменты текущей нефтенасыщенности и проницаемости по скважинам
 

Геологический разрез, характеризующий текущую нефтенасыщенность и проницаемость по третьей группе скважин, представлен на рис. 20. На рис.21 приведены примеры текущей нефтенасыщенности и проницаемости по скважинам, выгруженным из трехмерной гидродинамической модели, характеризующимся равномерной и неравномерной выработкой запасов нефти.

В условиях не однородного по проницаемости коллектора большую роль играет сочетание максимальной и средней проницаемости пласта и распределение проницаемых пропластков по разрезу, а не абсолютное значение показателя послойной неоднородности по проницаемости. При одинаковых показателях послойной неоднородности по проницаемости значение накопленной добычи нефти может различаться в десятки раз. Как известно из работ В.Д. Лысенко [3,4], показатель послойной неоднородности оказывает доминирующее влияние на величину коэффициента заводнения, следовательно, и на коэффициент извлечения, и на извлекаемые запасы нефти. Данный вопрос требует дальнейшего изучения и конкретизации.

Выводы

Дифференциация добывающих скважин на группы, добыча которых в пределах одного объекта разработки подчиняется какой­либо закономерности от геолого­физических параметров пласта, позволяет проводить не только глубокий анализ разработки, но и проектировать на основании этого стратегию оптимальной довыработки запасов нефти.

Проведенный анализ выявил, что пропластки коллектора, проницаемость которых отличается от максимальной в скважинах более чем в 3 раза, в выработке запасов пласта ЮС11 Западно-Асомкинского месторождения принимают слабое (пассивное) участие.

В добывающих скважинах, где разрез представлен, в основном, только среднепроницаемым коллектором (V2п = min; Кпр.мах./Кпр.ср. = min), выработка запасов происходит более равномерно.

В добывающих скважинах, где разрез представлен чередованием низкопроницаемых и среднепроницаемых пропластков коллектора, проницаемость которых отличается менее чем в три раза, выработка запасов также происходит относительно равномерно.

В скважинах ЧНЗ, где верхняя часть разреза представлена среднепроницаемым коллектором, а проницаемость подошвенной части в несколько раз ниже, последняя вырабатывается слабо. Здесь необходимы мероприятия по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин или же по интенсификации притоков в низкопроницаемой части добывающих скважин, например, селективный ГРП, изоляция высокопроницаемой части коллектора.

В скважинах ВНЗ, где подошвенная часть приурочена к водоносной зоне и имеет пониженные ФЕС, а верхняя перфорированная часть характеризуется лучшими ФЕС и более однородна, выработка запасов самая высокая.

На величину коэффициента заводнения, а в конечном итоге и на величину КИН влияет не только послойная неоднородность пласта по проницаемости, но и сочетание максимальной и средней проницаемости пласта и распределение проницаемых пропластков по разрезу.

Учет геолого­физических характеристик пласта, своевременное планирование и внедрение на основании этого мероприятий по вовлечению в разработку дополнительной части трудноизвлекаемых запасов могли бы существенно улучшить технико­экономические показатели разработки и повысить текущий КИН.

Установление закономерностей распространения коллекторов и их фильтрационно­емкостных свойств на стадии начала воздействия улучшает показатели эксплуатации скважин.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Прогнозирование коллекторских свойств пласта ЮС11 Западно-Асомкинского месторождения по данным эксплуатации скважин. В.П. Балин, А.С. Журавлев, А.С. Ковалевич, И.О. Малышев, С.Л. Тарасова. Горные ведомости (Тюменский научный журнал), Тюмень, № 8, 2006, с.78-85.
  2. Особенности выработки запасов нефти пласта ЮС11 Западно-Асомкинского месторождения. В.П.Балин, А.В.Ишин, И.О.Малышев, А.В.Билинчук. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М. ВНИИОЭНГ, №5, 2007, с.36-45.
  3. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 516 с.
  4. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 683 с.

Арендовать парусную яхту Сочи с капитаном без посредников. Аренда яхт Сочи Компания организует морские туры, экскурсии, круизы на море.