АНАЛИЗ МЕТОДИКИ ЭТАЛОННЫХ КРИВЫХ ВЫТЕСНЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

На сегодняшний день, для подержания и обеспечения целевого уровня добычи нефти разработка большинства нефтяных месторождений ведется с применением заводнения. При этом перекомпенсация отборов закачкой, может привести к прорывам воды близлежащим добывающим скважинам. Поэтому, особое внимание уделяется анализу эффективности данного способа воздействия на пласт.

Для оперативного анализа эффективности заводнения зачастую применяется упрощенная линейная зависимость обводненность – коэффициента извлечения нефти (КИН), не позволяющая учитывать геологические особенности залежи. В качестве альтернативного подхода может быть использована методика, позволяющая оперативно проводить корректный анализ динамики обводнения скважин путем построения эталонных кривых вытеснения и сравнения их с фактическими данными. Эталонная характеристика вытеснения (ЭХВ) – это зависимость, описывающая процесс вытеснения нефти водой с учетом вертикальной неоднородности пласта [1].

В данной работе проводиться анализ применимости методики эталонных кривых вытеснения (ЭХВ), в условиях вертикальной неоднородности и недонасыщенных залежей на примере Приобского месторождения.

Методика построения ЭХВ

Исходными данными для построения ЭХВ являются:

– исследования керна: коэффициенты вытеснения, относительные фазовые проницаемости (ОФП), коэффициенты остаточной нефте- и водонасыщенности в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) породы;

– геолого-статистический разрез пласта;

– технологические показатели разработки месторождения.

На вертикальную и площадную неоднородность особое влияние оказывает проницаемость, а именно изменчивость проницаемости по сечению пласта. Коэффициент охвата по площади участвующий при определении КИН берется равным единице, так как считается, что вся площадь охвачена процессом заводнения. Для того чтобы учесть вертикальную неоднородность используется геолого-статистический разрез (ГСР) пласта, в котором происходит деления сегмента пласта на N-ое количество слоев, каждая из которых характеризуется распределением таких наборов параметров как: проницаемость, пористость, песчанистость и водонасыщенность. На рис. 1, представлена выгрузка ГСР по скважинам полученных с помощью программного комплекса РН-КИН.

Рисунок 1. ГСР по скважинам полученный с помощью программного комплекса РН-КИН

Следующим действием является нахождение усредненных по мощности относительных проницаемостей и водонасыщенностей.

где  – толщина i-го слоя;  – среднее значение пористости i-го слоя,  – остаточная нефтенасыщенность i-го слоя; – связанная водонасыщенность i-го слоя; n – число обводнившихся слоев; N – общее число слоев;

По формуле (1), рассчитаны средневзвешенное значение насыщенности по мощности, первая сумма для N заполненных слоев, а вторая для n оставшихся не заполненных.

где  – проницаемость i-го слоя по ГСР;  – конечная относительная проницаемость для воды.

В формуле (2), мощность представлена для относительных проницаемостей заводненных слоев, а уравнение (3) для необводненных.

 – конечная относительная проницаемость для нефти.

На основе полученных данных ГСР, для учета неоднородности ФЕС по разрезу производиться адаптация кривых ОФП к ГСР (рис.2).

Рисунок 2. Адаптированные кривые ОФП в зависимости от проницаемости:

Переход от водонасыщенности к обводненности выполняется с помощью известной функции Бакли-Леверетта:

где  – вязкость воды;  – вязкость нефти.

По полученным результатам построены кривые эталонных характеристик вытеснения. В зависимости от сходимости построенных фактических и эталонных кривых вытеснения выделены три типа:

Рисунок 3. Примеры эталонных кривых вытеснения, (А) эталон; (Б) опережающая обводненность; (В) отстающая обводненность

Как можно заметить на рис.3А, фактические точки достаточно хорошо коррелируют с эталонной кривой, тем самым свидетельствуя о достижение целевого характера вытеснения на данном участке. В случае расположения фактической кривой выше эталонной (рис.3Б), наблюдается опережающая обводненность, что говорит о необходимости формирования комплекса мероприятий. Если же фактическая кривая находиться ниже эталонной (рис.3В), наблюдается отстающая обводненность, что говорит, либо о несформированности системы разработки, либо о некорректной оценке запасов на данном участке.

На участках Приобского месторождения, где фактическая кривая лежит выше эталонной кривой, проведена работа по построению 2Д прокси модели (рис.4),

Рисунок 4. Выделенный контур для прокси моделирования

Для улучшения сходимости фактической и эталонной кривой (рис.5), искусственно снизили множитель закачки и вычислили значение накопленной добычи нефти.

Рисунок 5. Эталонные кривые вытеснения с адаптированной фактической кривой

По результатам прокси моделирования, при условии «хорошей» сходимости фактической и эталонной кривой, накопленная добыча нефти по рассматриваемому ЭЗ показывает значение выше на 25%, чем в случае с опережающим обводнением.

Выводы

Внедрение методики эталонных кривых вытеснения позволило более точно описать характер вытеснения ЭЗ и определить проблемные зоны Приобского месторождения, тем самым сократить количество ЭЗ имеющих отклонение в сторону опережающей обводненности.

Данная методика способствует оперативному проведению контроля эффективности процесса заводнения в условиях вертикальной неоднородности и недонасыщенности залежей. Тем самым дает возможность к своевременному планированию оптимального варианта воздействия на проблемных участках. Что в свою очередь дает приблизиться к решению одной из актуальных на сегодняшний день проблем связанных с процессом заводнения – достижение  проектного КИН.