Обоснование коэффициента извлечения нефти в зависимости от комплекса геолого-физических параметров пластов и насыщающих их флюидов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Назарова Лариса Николаевна
Назарова Лариса Николаевна
доктор наук
2016
- Специальность ВАК РФ25.00.17
- Количество страниц 236
Оглавление диссертации доктор наук Назарова Лариса Николаевна
Введение
Глава 1 Влияние соотношения параметров, определяющих величину гидропроводности, на значение расчетного коэффициента извлечения нефти
1.1 Результаты интегральной оценки расчетного КИН для анализируемых месторождений
1.2 Классификация основных параметров, влияющих на величину
гидропроводности
Глава 2 Анализ влияния на расчетный КИН абсолютной проницаемости
пластов
2.1 Вязкость нефти дн < 1 мПа-с
2.2 Вязкость нефти изменяется в пределах 1 мПа-с<ц< 2,5 мПа-с
2.3 Вязкость нефти 2,5 мПа-с < ц<5 мПа-с
Глава 3 Анализ влияния на расчетный КИН эффективной нефтенасыщенной
толщины
3.1 Пласт насыщен нефтью вязкостью ц<1 мПа-с
3.2 Пласт насыщен нефтью вязкостью 1 мПа-с <ц<2,5 мПа-с
3.3 Пласт насыщен нефтью вязкостью ц >2,5 мПа-с
3.4 Оценка влияния фильтрационно-емкостных свойств на величину конечного КИН
3.5 Экспресс-методика расчета КИН при разработке терригенных пластов с
применением заводнения по величине гидропроводности пласта
Глава 4 Ограничения значений расчетных КИН с применением заводнения
4.1 Пласты с гидропроводностью s <10 Д-м/Па-с
4.2 Пласты с гидропроводностью 10 Д-м/Па-с^<100 Д-м/Па-с
4.3 Пласты с гидропроводностью 100 Д-м/Па-с <s< 1000 Д-м/Па-с
4.4 Пласты с гидропроводностью s> 1000 Д-м/Па-с
Глава 5 Оценка расчетного КИН для пластов, сложенных карбонатным
коллектором порового типа
5.1 Классификация основных параметров, влияющих на величину гидропроводности карбонатного пласта порового типа
5.2 Анализ влияния на расчетный КИН эффективной нефтенасыщенной
толщины пласта, насыщенного нефтью различной вязкости
Глава 6 Влияние фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов
на величину КИН
6.1 Первая группа. Гидропроводность е < 10 Д-м/Па-с
6.2 Вторая группа. Гидропроводность10 Д-м/Па-с<е<100 Д-м/Па-с
6.3 Третья группа. Гидропроводность 100 Д-м/Па-с <е<1000 Д-м/Па-с
6.4 Четвертая группа. Гидропроводность е >1000 Д-м/Па-с
6.5 Экспресс-методика расчета КИН для пластов карбонатного коллектора порового типа с применением заводнения по величине гидропроводности пласта
6.6 Ограничения значений расчетных КИН с применением заводнения для карбонатных коллекторов порового типа
6.7 Сравнение расчетных и фактических КИН по величине гидропроводности
для терригенных и карбонатных пластов
Глава 7 Выбор объекта разработки по комплексному параметру е
7.1 Методология объединения пластов в один объект разработки на основе комплексного параметра
7.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по методологии
комплексного параметра на примере Центрального месторождения
Выводы и рекомендации
Список литературы
Табличные приложения
Введение
Актуальность проблемы. Одним из основных технологических показателей эффективности разработки нефтяных месторождений был и остается коэффициент извлечения нефти (КИН), параметр, на величину которого влияет большое количество факторов, зависящих как от природных условий, так и от «человеческого фактора».
При этом важнейшей задачей стоящей перед нефтедобывающей отраслью, является оптимизация разработки залежей углеводородов с целью достижения максимального нефтеизвлечения. В условиях ухудшения структуры запасов нефти в России, актуальным становится научное обоснование подходов, методов и, как следствие, технологий эффективного недропользования. Достоверность оценки КИН становится базовым фактором при принятии решений по методам, технологиям и мониторингу разработки нефтяных месторождений.
Оценка величины КИН проводится на стадии составления и принятия проектного документа, которая становится важнейшей неопределенностью при составлении последующих проектных документов, в которых будет принят только вариант, позволяющий получить, как минимум, ранее утвержденное значение КИН.
Для новых месторождений, характеризующихся неполной и неточной информацией, принятая величина КИН может оказаться как заниженной, так и завышенной. Для месторождений с низкой степенью выработки запасов и высокой обводненностью продукции часто находится объяснение в виде «неблагоприятных геолого-физических условий». Учитывая, что в РФ основным методом воздействия на пласты остается заводнение, то задача принятия более обоснованного значения КИН становится одной из важнейших для нефтедобывающей отрасли. Как же ориентироваться, на что можно опереться при принятии решения о величине коэффициента нефтеизвлечения? Одним из подходов к обоснованию величины коэффициента извлечения нефти является анализ полученных фактических значений КИН по месторождениям, характеризующимся схожими фильтрационно-емкостными свойствами, или
иными словами, основываться на результатах обобщения опыта разработки нефтяных месторождений.
Целью работы является разработка методики количественной оценки реально достижимого на практике коэффициента извлечения нефти для пластов с различными фильтрационными свойствами и их сочетанием, используя достигнутые фактические значения КИН. Основные задачи исследования:
1. Анализ влияния различных сочетаний фильтрационных свойств пластов, определяющих их гидропроводность, на величину расчетного и фактического КИН.
2. Анализ соответствия величины гидропроводности пласта расчетным и фактическим значениям КИН терригенных и карбонатных коллекторов порового типа, разрабатываемых с применением заводнения.
3. Обоснование интегральной оценки расчетного КИН, полученного на основе статистической обработки фактических величин КИН.
4. Обоснование практических рекомендаций по оценке КИН на стадии выполнения проектных работ по разработке терригенных и карбонатных коллекторов порового типа пластов.
5. Обоснование целесообразности и методики объединения пластов в один эксплуатационный объект в единой концепции влияния гидропроводности пласта на коэффициент извлечения нефти.
Основные методы решения поставленных задач:
Задачи решались путем теоретического обобщения, метода статистического анализа зависимости коэффициента извлечения нефти от основных фильтрационных характеристик пластов; методом гидродинамического моделирования и попарного сравнения определены допустимые сочетания фильтрационных свойств и величины гидропроводности пласта при их объединение в один объект разработки. В работе проведен анализ 491 пласта, сложенных терригенным коллектором (месторождения Западной Сибири,
Самарской и Саратовской областей, Краснодарского и Ставропольского краев, Ненецкого Автономного округа и Восточной Сибири), и 197 пластов, сложенных карбонатным коллектором порового типа (месторождения Самарской и Саратовской областей, Пермского края, Ненецкого АО и Восточной Сибири).
Научная новизна диссертационной работы:
1. Изложен принципиально новый подход к оценке характера влияния фильтрационных свойств пласта на величину коэффициента извлечения нефти. Приведены результаты анализа различных сочетаний основных фильтрационных характеристик продуктивных пластов, определяющих значение гидропроводности, проводимости, нефтеизвлечения, позволяющие оценивать фактические величины КИН разрабатываемых объектов.
2. Определены интервалы значений гидропроводности пластов, при которых получено максимальное и минимальное расхождение расчетных и фактических значений КИН, позволяющие повысить точность оценки КИН на стадии проектных работ.
3. Разработана методика оценки минимальной и максимальной величины коэффициента извлечения нефти, полученная на основе комплексного анализа фактических значений КИН при разработке терригенных и карбонатных порового типа пластов по их фильтрационным характеристикам.
4. Обоснован подход к объединению пластов в эксплуатационные объекты в единой концепции влияния фильтрационных свойств на характер изменения величины гидропроводности пласта и получаемых фактических значений КИН.
Практическая ценность работы: 1. Разработаны практические рекомендации по обоснованию величины КИН на стадии проектных работ на разработку терригенных и карбонатных порового типа пластов с различным сочетанием фильтрационных характеристик. Полученные результаты могут быть использованы для оценки максимально возможного коэффициента извлечения нефти в широком диапазоне сочетаний фильтрационных характеристик пластов.
2. Разработана экспресс-методика расчета значений КИН по величине гидропроводности пласта при разработке терригенных и карбонатных порового типа пластов с применением заводнения.
3. Разработанная экспресс-методика может использоваться при составлении, анализе инвестиционных проектов разработки и обосновании КИН новых месторождений.
4. Обоснована необходимость использования комплексного параметра гидропроводности пластов при объединении их в один эксплуатационный объект, позволяющего создать условия для более равномерной выработки их запасов.
В диссертации защищаются следующие основные положения:
1. Оценка влияния различных сочетаний фильтрационных свойств терригенного и карбонатного коллектора порового типа на величину комплексного параметра гидропроводности.
2. Интегральная оценка реально достижимого КИН для пластов терригенного и карбонатного коллектора порового типа, разрабатываемых с применением заводнения, полученная на основе статистической обработки фактических результатов.
3. Экспресс-методика определения минимальных и максимальных значений расчетных КИН для терригенных и карбонатных пластов порового типа с различными сочетаниями фильтрационных свойств.
4. Подход к объединению пластов в один объект разработки, основанный на определении и учете комплексной величины гидропроводности и ее влияния на коэффициент извлечения нефти.
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК
Обоснование технологии извлечения остаточной нефти из неоднородных терригенных коллекторов с использованием микроэмульсионных составов2018 год, кандидат наук Королев, Максим Игоревич
Совершенствование технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов месторождений Татарстана2018 год, кандидат наук Бакиров Айрат Ильшатович
Основы извлечения вязких недонасыщенных газом нефтей из карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на пласт2009 год, доктор технических наук Вафин, Риф Вакилович
Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей2022 год, доктор наук Ханнанов Марс Талгатович
Повышение эффективности систем разработки терригенных и карбонатных залежей месторождений, находящихся на поздней стадии добычи2023 год, кандидат наук Алали Валид
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование коэффициента извлечения нефти в зависимости от комплекса геолого-физических параметров пластов и насыщающих их флюидов»
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на Всесоюзных и международных научно-технических конференциях «Эврика-Е» (София), «Методы системного анализа проблем развития нефтяных и газовых месторождений» (Пермь), «Разработка газоконденсатных месторождений» (Краснодар), «International Symposium on Development of Oil Fields with Fissured
Reservoirs» (Bulgaria), «Международная конференция посвященная 10-летию ИПНГ РАН» (Москва).
Реализация работы
Результаты диссертационной работы были использованы при выполнении научно-исследовательских и проектных работ по разработке нефтяных месторождений Западной и Восточной Сибири, Урало-Поволжья, Самарской области, Коми, шельфовых месторождений по договорам с Министерством образования и науки РФ, Министерством энергетики РФ, ОАО «НК»РОСНЕФТЬ», ПАО «Газпром», ПАО «Лукойл»: Технологическая схема разработки Русского месторождения, 1998 г; Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки Пайтыхского месторождения, 2006 г; Дополнение к технологической схеме разработки нефтяной оторочки и газовой части Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения», 2008 г; ТЭО КИН Ярактинского нефтегазоконденстного месторождения, 2008 г; Технологическая схема разработки Даниловского газонефтяного месторождения, 2011 г; Проведение технологического аудита проекта Сахалин-2, включая оценку технической политики оператора и анализ обоснованности выбора технологического режима работы основных производственных объектов, 2013 г; Разработка комплексных научно-технических и технологических решений для рентабельной добычи битуминозной и сверхвязкой нефти на месторождениях Российской Федерации, 2014 г; Исследование вытесняющей способности различных составов и реагентов, определение оптимальных темпов и объемов закачки вытесняющего агента, обоснование применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, 2015 г; Разработка методики экспериментальной оценки коэффициента вытеснения различными агентами с учетом размеров зоны смеси, 2015; Результаты выполненных работ были включены в учебные пособия: Основы нефтегазового дела (1998 г.), Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений (2006 г.), Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (2011 г.).
Научные публикации и личный вклад автора
По результатам научной деятельности автором опубликовано 43 печатные работы, основные результаты диссертации нашли свое отражение в 24 статьях, в том числе 21 статья в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы, включающего 129 наименований, двух табличных приложений. Работа изложена на 236 страницах машинописного текста, содержит 73 рисунка, 83 таблицы.
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина»
Глава 1 Влияние соотношения параметров, определяющих величину гидропроводности, на значение расчетного коэффициента извлечения
нефти
В зависимости от времени ввода месторождения в разработку технологические показатели определялись на основании различных методик расчета: от использования аналитических формул до расчетов на трехмерных гидродинамических моделях.
Количество вариантов разработки не отличается существенным многообразием и во многом зависит от «внешних» факторов, в отличие от неограниченного количества возможных сочетаний «независимых» геолого-физических параметров.
Оценкой КИН и факторами, влияющими на эту величину, занимались крупные ученые в области разработки нефтяных месторождений: Абасов М. Т., Амелин И. Д., Базив В. Ф., Баишев Б.Т., Бакиров И.М., Вахитов Г. Г., Гавура В. Е., Глоговский М. М., Говорова Г. Л., Гомзиков В. К., Давыдов А. В., Дияшев Р.Н., Закиров С. Н., Иванова М. М., Казаков А. А., Крылов А. П., Лейбензон Л. С., Лысенко В. Д., Максимов М. И., Мирчинк М. Ф., Мартос В. Н., Муслимов Р. Х., Николаевский Н. М., Сургучев М. Л., Чоловский И.П., Щелкачев В. Н. и др. В течение последних десятилетий этой проблеме было посвящено много работ, основанных на обработке статистического материала, в каждой из которых рассматривался, либо различный набор параметров, либо месторождения, относящиеся к различным регионам и стадиям разработки. В 1974 году МНП СССР совместно с ВНИИнефть выпустило методическое руководство по применению статистических методов при изучении факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи [85].
К основным положениям и выводам, сделанным в работах этих ученых и специалистов можно отнести:
- предложена классификация методов обоснования КИН, характеризующаяся стадийным характером. Все методы разделены на две группы.
В первую группу объединены методы, основанные на выявленных зависимостях КИН от различных геолого-физических и технологических параметров: методы аналогии, статистические, эмпирические и экстраполяционные. Ко второй группе отнесены методы, основанные на гидродинамических расчетах. На начальной стадии оценки месторождения зависимость КИН устанавливается только для основных геолого-физических параметров: относительной вязкости нефти, эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, средних значений открытой пористости и проницаемости, объемного коэффициента пластовой нефти, коэффициента песчанистости;
- получены зависимости КИН от геолого-физических параметров для залежей различного типа коллектора Волго-Уральской провинции и Азербайджана. Характерный вид регрессионного уравнения для терригенного коллектора
V = 0,195 - 0,0078д0 + 0,0821дк + 0,00146Гпл. + 0,0039^ + 0,187; - 0,054^ВНЗ + 0,275н - 0,000865с
где: д0 - отношение вязкости нефти к вязкости воды; к - проницаемость пласта; Тпл. - пластовая температура; И - толщина пласта; Тп - коэффициент песчанистости; рВНЗ - доля балансовых запасов ВНЗ; Бн - нефтенасыщенность пласта; Бс - плотность сетки скважин;
- на основе анализа фактических результатов разработки объектов, находящихся на поздней стадии, предложены зависимости нефтеотдачи от полноты их промывки водой, позволяющие спрогнозировать технологические показатели разработки на оставшийся период;
- с получением новой информации корреляционные зависимости должны уточняться. В регрессионные уравнения вошли геолого-промысловые параметры, как правило, всегда известные даже на стадии проектирования разработки месторождения: эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость коллектора, вязкость нефти, пористость, начальная нефтенасыщенность, коэффициент песчанистости, а также параметры, характеризующие проектную систему разработки: количество нагнетательных и добывающих скважин,
плотность сетки скважин. Так для месторождений Урало-Поволжья, сложенных терригенным коллектором и насыщенных нефтью определенной вязкости, предложено использовать регрессионное уравнение вида
- для терригенного коллектора насыщенного нефтью вязкостью не более 10 мПа-с (обозначения соответствуют перечню геолого-промысловых параметров)
V = 0,0141Яэф. + 0,0605 ^ (|) + 0,832т + 0,21695н + 0,07935^п +
0,05449 - -0,001395с;
- для обоснования КИН основной акцент сделан на использовании накопленного промыслового опыта. Для получения эмпирической методики оценки конечного КИН рассматривались результаты разработки месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири при условии, что пик добычи по ним уже пройден. Рассматривается целый комплекс геолого-физических параметров, результаты лабораторных исследований, статистические данные по величине нефтеотдачи по месторождениям, разрабатываемым на различных режимах и в широком диапазоне вязкости нефти.
- получены результаты по корреляционной зависимости удельной поверхности фильтрации и конечного КИН для нефти различной вязкости. Получены зависимости КИН от обводненности продукции. Для оценки влияния геолого-физических условий разработки на нефтеотдачу были проанализированы материалы по нефтяным залежам: 95 залежей Волго-Уральской провинции и 77 залежей Западной Сибири, отнесенных к терригенному коллектору и 61 объект, сложенный карбонатным коллектором. Минимальное значение проницаемости по этим типам коллекторов ограничивалось 24 мД. Месторождения разрабатывались на различных режимах, анализируемые объекты разбиты на несколько групп по величине проектного КИН. Для сравнения проектных и фактических значений КИН были рассчитаны средние значения текущих коэффициентов.
- проведена интегральная оценка гидропроводности пластов на нефтеотдачу. Характерная зависимость для пластов Западной Сибири имеет вид
^ = 0,182 + 0,15/^6 с коэффициентом корреляции 0,75,
где
£ - гидропроводность пласта.
- независимо от вещественного состава и типа коллектора КИН увеличивается с ростом гидропроводности пласта. В работе так же указывается правомерность использования комплексного параметра гидропроводности вместо учета влияния каждой, входящей в этот параметр, величины: абсолютной проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины, вязкости пластовой нефти;
- в методическом руководстве [81] по применению статистических методов для изучения факторов влияющих на коэффициент нефтеотдачи в условиях недостаточной информации дается характеристика этих методов, и указываются условия их применения. Так, к особенностям этих методов было отнесено: -статистические и детерминированные методы при исследовании величины КИН не дают количественных результатов;
- применение регрессионного анализа не позволяет получить законченных выводов. Ведущая роль должна принадлежать методам адаптации, позволяющим формализовать инженерный опыт и прогнозировать процесс или его конечный результат по ряду признаков;
- основное внимание должно быть направлено на создание методик, позволяющих «уйти от интуитивных решений» и получить возможность формулировать результаты в количественной и логической форме в условиях минимальной априорной информации о свойствах пласта и пластовых жидкостей, систем разработки. Метод должен давать точный ответ при указанных ограничениях.
Большинство существующих методик было создано до девяностых годов прошлого века, основанные в основном на опыте разработки месторождений Урало-Поволжья и Азербайджана и в меньшей степени месторождений Западной Сибири, как правило, характеризующимися хорошими и средними фильтрационными свойствами. Существующие методики оценки КИН основаны на анализе целого комплекса параметров, которые характеризуют как пласт в
целом, так и отдельные свойства горной породы и пластовых жидкостей. Регрессионые уравнения включают в себя различные параметры, характеризующие как макронеоднородность, так и микронеоднородность пласта, а также отдельные характеристики проектных решений. Значения многих параметров, входящие в существующие методики, часто не известны на стадии проектирования системы разработки нефтяного месторождения, и поэтому берутся «по аналогии», что с одной стороны затрудняет использование этих уравнений, а с другой - может привести к неоднозначности результата.
В своих работах В.Н. Щелкачев к одному из недостатков нефтедобывающей промышленности России относил и «... отсутствие должного внимания обобщению опыта».
В диссертационной работе сделана попытка устранить этот недостаток.
В работе рассматриваются только геолого-физические характеристики пласта, известные на раннем этапе проектирования системы разработки и прогнозирования КИН и отражающие природные возможности самой залежи. Параметры, характеризующие неоднородность пласта (коэффициенты песчанистости и расчлененности), влияют на выбор плотности сетки скважин. В работе этот параметр (плотность сетки скважин), который на начальном этапе проектирования не может учесть все особенности неоднородности пласта, носит чисто «геометрический» характер и во многом определяется экономическими критериями, рассматриваться не будет. Для анализа были выбраны пласты, разрабатываемые только с применением заводнения.
При составлении проектных документов рассматриваются варианты системы разработки, разнообразие которых ограничивается всего несколькими факторами: количеством эксплуатационных объектов, системой расстановки, плотностью сетки и пространственной ориентацией скважин (вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные и др.).
Оценка возможно достижимого КИН основана на использовании величины гидропроводности пласта, являющегося комплексным параметром и состоящим из величин, входящих в уравнение Дюпюи и определяющих зависимость дебита
скважины только от совокупности геолого-физических параметров (независимые величины). Три основных геолого-физических параметра: абсолютная проницаемость (к), эффективная нефтенасыщенная толщина (И), вязкость нефти в пластовых условиях (ц), входящие в определение величины гидропроводности (е), являются обязательными для определения на самой ранней стадии исследования продуктивного пласта, и являющиеся основой при выборе системы разработки на стадии составления ТЭО КИН и первого проектного документа.
В тоже время, в практике принятия решения по выбору объекта разработки, плотности сетки скважин, проведения различных ГТМ, при создании гидродинамических моделей пласта используется параметр «проводимость пласта» - кИ, определяемый как произведение двух величин: «эффективная нефтенасыщенная толщина» и «абсолютная проницаемость пласта» и являющийся частью величины гидропроводности.
Далее в работе будут использоваться сокращенные определения величин: абсолютная проницаемость - проницаемость пласта, эффективная нефтенасыщенная толщина - толщина пласта и вязкость нефти в пластовых условиях - вязкость нефти.
При моделировании разработки с использованием 3Д ГДМ расчеты технологических показателей ведутся до достижения значения обводненности продукции 98%, и до этого времени в каждой ячейке значение нефтенасыщенности будет достигать минимального заданного относительными фазовыми проницаемостями (ОФП) значения, обеспечивающего подвижность нефти. При таких условиях расчетный период может составить не одну сотню лет, а результаты расчета вносят свой вклад в получение оптимистических значений КИН.
При проведении процедуры адаптации, одной из наиболее часто используемых возможностей достижения минимального расхождения фактических и расчетных значений дебита скважин является локальное изменение проводимости пласта (кИ) или полномасштабное изменение проницаемости пласта, при этом не учитывается вклад вязкости нефти в изменение условий ее
фильтрации в продуктивном пласте. Корректировка проводимости пласта изменяет его продуктивность а, следовательно, и влияет на конечные показатели разработки, в т. ч. и на величину нефтеизвлечения, получая завышенные значения.
В соответствии с уравнением притока, изменение дебита скважины, связанное с изменением фильтрационных свойств пласта: абсолютной проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и вязкости пластовой нефти, должно привести к увеличению или снижению добычи нефти, и в конечном итоге к достижению соответствующего коэффициента нефтеизвлечения. Однако, сопоставляя фактические и расчетные значения коэффициента извлечения нефти в технологических проектных документах на разработку нефтяных месторождений, часто такого соответствия нет. Для новых месторождений, на основании опыта разработки нефтяных месторождений, должны быть приняты обоснованные количественные значения конечного КИН, которые должны служить оценкой технологической эффективности разработки, основанной на информации о свойствах пласта и пластовой нефти.
1.1 Результаты интегральной оценки расчетного КИН для анализируемых месторождений
Для анализа оценки влияния величины гидропроводности пласта при различных соотношениях параметров абсолютной проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины, вязкости пластовой нефти на величину расчетного и фактически достигаемого (максимального) КИН был выбран 491 нефтенасыщенный пласт по месторождениям Западной Сибири и Ямало-Ненецкого округа: Ай-Еганское, Барсуковское, Ваделыпское, Валюнинское, Верхне-Салатское, Восточно-Сургутское, Выинтойское, Дремучее, Ем-Еговское, Западно-Усть-Балыкское, Западно-Эргинское, Восточно-Известинское, Восточно-Сургутское, Известинское, Ининское, Каюмовское, Когалымское, Колик-Еганское, Комсомольское, Кондинское, Курраганское, Кысомское, Локосовское, Майское, Максимкинское, Меретояхинское, Могутлорское, Нивагальское,
Нижневартовское, Омбинское, Орехово-Ермаковское, Пальниковское, Пайтыхское, Покамасовское, Приобское, Пуглалымское, Северо-Покачевское, Северо-Хохряковское, Северо-Янгтинское, Среднебалыкское, Столбовое, Тайлаковское, Тарасовское, Тюменское, Умсейское, Фаинское, Харампурское, Хулымское, Центральное, Чапровское, Черногорское, Южно-Ватлорское, Южно-Покачевское, Южно-Пурпейское; Самарской, Саратовской и Оренбургской областей, Краснодарского и Ставропольского краев: Бирюковское, Борское, Верхне-Ветлянское, Ветлянское, Дмитриевское, Западно-Мечетское, Западно-Пиненковское, Квасниковское, Кротковско-Алешкинское, Курманаевское, Малышевское, Многопольское, Мосинское, Морозовское, Мухановское, Неклюдовское, Нижнешапкинское, Ново-Аманакское, Ново-Ключевское, Подгорненское, Полькинское, Перелюбское, Семеновское, Солоцкое, Субботинское, Уваровское, Утевское, Чеховское, Южно-Неприковское.
Все нефтяные пласты отвечают следующим требованиям:
- относятся к пластовому типу и сложены терригенным коллектором;
- разрабатываются с применением заводнения;
- начальное пластовое давление выше давления насыщения;
- ограничены вязкостью пластовой нефти значением 5 мПа-с, позволяющей отнести ее к категории маловязкой нефти.
Все пласты, включенные в анализ, находятся на различных этапах и введены в разработку в период с 50-х годов 20 века до начала нулевых годов 21 века.
При существенной величине коэффициента расчлененности, анализируемые расчетные значения КИН приняты по варианту с самой плотной сеткой скважин, что позволяет минимизировать влияние параметров, характеризующих пространственную неоднородность пласта: коэффициент песчанистости и коэффициент расчлености. В зависимости от степени неоднородности пласта, определяемой характеристикой расчлененности, величина которого изменялась от 1 до 9,6, увеличение плотности сетки скважин по вариантам составило от 1,2 до 4,4 раза.
Оценка расчетного значения КИН и возможности его достижения для 491 рассмотренного в диссертации нефтяного пласта (Таблица приложение 1) проводится в сравнении с максимальным фактически полученным значением КИН в результате разработки месторождения с аналогичными фильтрационно-емкостными свойствами при условии отбора не менее 80% извлекаемых запасов. Ограничение на минимальное количество отобранных запасов для оценки конечного КИН величиной в 80% обосновано тем, что месторождение уже находится на поздней стадии разработки со сложившейся «пассивной» системой воздействия на пласт, при которой уже не может произойти существенных изменений в отборах нефти.
Характер распределения расчетного КИН от величины проводимости и гидропроводности пласта приведен на Рисунках 1.1, 1.2.
Включение вязкости пластовой нефти в комплексный критерий оценки КИН привел к формированию более плотного кластера.
Для рассматриваемых пластов изменение значений абсолютной проницаемости составило от 0,2 мД до 1890 мД, эффективной нефтенасыщенной толщины пласта от 0,5 м до 30 м и вязкости пластовой нефти от 0,1 мПа-с до 5 мПа-с, при этих параметрах значение гидропроводности пласта изменяется от 1 Д-м/Па-с до 12090 Д-м/Па-с, и охватывает широкий диапазон условий фильтрации нефти в продуктивном пласте.
Рисунок 1.1 - Взаимосвязь расчетного и фактического КИН и проводимости
пласта
Рисунок 1.2 - Взаимосвязь расчетного и фактического КИН и гидропроводности
пласта
Сравнение расчетных значений КИН с фактически достигнутыми значениями, полученными при определенных сочетаниях величин ФЕС пластов,
позволит оценить степень влияния каждого из рассматриваемых параметров на величину КИН, и определить достижимые значения КИН.
1.2 Классификация основных параметров, влияющих на величину
гидропроводности
При проведении классификации параметров были учтены результаты, полученные в [79] и характер изменения величин, который должен приводить к изменению результативного признака и достаточно равномерно распределяться по данным исследования. Учитывая многообразие сочетаний трех параметров, определяющих величину гидропроводности пласта, они были разделены на несколько групп с учетом их величины и диапазона изменения:
- по величине проницаемости коллектора рассматриваемых пластов изменение составляет от 0,2 мД до 1890 мД. Весь диапазон значений этого параметра разделен на 7 групп:
Группа 1 группа 2 группа 3 группа 4 группа 5 группа 6 группа 7 группа
к, мД 5<М0 10<^50 50<к<100 100<к<500 500<к<1000 ^1000
Основываясь на определении низкопроницаемого коллектора со значением проницаемости 50 мД и менее, в первые три группы вошли низкопроницаемые пласты, характеризующие низкие фильтрационные свойства. В четвертую и пятую группы вошли пласты с хорошими, а в шестую и седьмую - с высокими фильтрационными свойствами.
- по величине эффективной нефтенасыщенной толщины весь диапазон значений от 0,5 м до 30 м разделен на 4 группы:
Группа 1 группа 2 группа 3 группа 4 группа
к, м h<2 2 ^<5 5 <^10 h>10
В первую группу вошли маломощные пласты, во вторую группу - со средним значением толщины пласта, в третью - хорошие по толщине и в четвертую - высокомощные пласты.
- по величине вязкости нефти в пластовых условиях диапазон значений от 0,14 мПа-с до 5 мПа-с разбит на три группы:
Группа 1 группа 2 группа 3 группа
ц, мПа-с ц<1 1 <ц <2,5 Ц>2,5
Весь диапазон значений вязкости пластовой нефти (с вязкостью до 5 мПа-с) относится к категории маловязкой. В первую группу вошли пласты, насыщенные нефтью незначительной вязкости, во вторую группу со средней (промежуточной) вязкостью и в третью - с повышенной вязкостью. Понятие «средней» и «повышенной» вязкости имеет отношение только в сравнении с первой группой.
Одно и то же значение величины гидропроводности пласта может быть получено при различном сочетании параметров абсолютной проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и вязкости пластовой нефти. Количество групп, на которые был разбит каждый из трех параметров, определяющий величину гидропроводности пласта, должно быть достаточным для оценки не только степени влияния самой величины гидропроводности на полученное (достигнутое) значение КИН, но что более важно, определить влияние сочетания различных групп параметров в величине пьезопроводности на КИН.
Оценка влияния различных параметров на величину гидропроводности пласта и принятого значения КИН проводилась методом последовательного попарного сравнения. Для сравнения пласты были сгруппированы следующим образом: в одну группу входили пласты, относящиеся к одной группе по вязкости нефти, по проницаемости пласта и различающиеся значением эффективной нефтенасыщенной толщиной. Из всех возможных сочетаний для сравнения были
выделены пласты с максимальным расчетным, а затем и фактическим значением КИН по каждой группе. Фрагмент схемы сравнения пластов по группам параметров приведен на Рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 - Фрагмент схемы сравнения пластов по группам параметров
Результаты
1. Выполнена классификация пластов по каждому параметру, определяющему величину гидропроводности.
2. Количество групп по каждому параметру определяется диапазоном его значений и возможностью оценки влияния сочетания этих групп на величину КИН.
Глава 2 Анализ влияния на расчетный КИН абсолютной проницаемости
пластов
2.1 Вязкость нефти дн < 1 мПа-с
2.1.1 Первая группа. Проницаемость k<5 мД
Для пластов с возможными сочетаниями параметров внутри рассматриваемых групп коэффициент гидропроводности увеличивается с 2 до 67 Д-м/Па-с при увеличении эффективной нефтенасыщенной толщины для трех групп пластов более 2 м и при практически неизменном значении проницаемости пласта. И только для пластов с худшими в данной группе ФЕС при толщине менее 2 м увеличение s связано с возрастанием значения проницаемости пласта (в 4 раза). Динамика величины s имеет такую же зависимость, как и динамика проводимости пластов kh и учет вязкости нефти не меняет характера этой зависимости. Как видно из Таблицы 2.1, значения расчетного КИН не только не соответствует динамике гидропроводности, но прямо противоречат этой динамике. Для пласта с худшими ФЕС при s=1 Д-м/Па-с получен самый высокий расчетный КИН равный 0,383, а для пласта с s= 45 Д-м/Па-с КИН составил 0,250. Только для одной группы пластов, соответствующий рассматриваемым сочетаниям ФЕС, получен фактический КИН при условии отбора более 80% от НИЗ равный 0,163 при утвержденном значении 0,341 и величине s=18 Д-м/Па-с.
Фактический КИН меньше расчетного значения на 52% как относительно пласта, так и максимального значения по рассматриваемой группе пластов.
Похожие диссертационные работы по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК
Геологическое обоснование повышения эффективности разработки верхнедевонских рифов (на примере нефтяных месторождений Оренбургской области)2022 год, кандидат наук Кузьмина Виктория Валерьевна
Технология внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов с применением полимерных составов и оптического метода контроля за процессом2016 год, кандидат наук Раупов Инзир Рамилевич
Обоснование выбора объектов воздействия для извлечения остаточных запасов нефти из пластов верхнеюрских отложений2019 год, кандидат наук Нургалиев Роберт Загитович
Исследование выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического моделирования2014 год, кандидат наук Саттаров, Рамиль Зайтунович
Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами2004 год, доктор технических наук Абдулмазитов, Рафиль Гиниятуллович
Список литературы диссертационного исследования доктор наук Назарова Лариса Николаевна, 2016 год
- - - - - -
Значения расчетного КИН соответствуют характеру изменения величины е. Фактического значения КИН не было получено ни по одной группе пластов.
2.3.3 Третья группа. Проницаемость 10 мД <к< 50 мД
Для рассматриваемой группы пластов параметры е и кИ увеличиваются с увеличением нефтенасыщенной толщины. Параметр гидропроводности пласта принимает значения от 5 Д-м/Па-с до 64 Д-м/Па-с (Таблица 2.16).
При увеличении е в 2,3 раза для четвертой группы пластов принятый КИН = 0,362 при е = 64 Д-м/Па-с снизился на 20% по сравнению с принятым КИН = 0,450 при е = 28 Д-м/Па-с.
По группе пластов с рассматриваемыми ФЕС фактическое значение КИН получено по одной группе пластов с толщиной от 2 м до 5 м. Фактическое значение КИН отличается от расчетного значения и меньше его на 8% и 23% для пласта и группы пластов толщиной от 2 м до 5 м.
Таблица 2.16 - Сравнение расчетных значений КИН для 3 группы пластов по проницаемости
к, мД И, м Расчетный КИН Фактический КИН к Ь Ц кИ/ц кЬ
10мД <к< 50 мД И>10 0,362 - 19,00 12,7 3,76 64 241
5< И <10 - - - - - - -
2< И <5 0,450 0,346 36,90 3,8 5 28 140
Ь<2 0,300 - 25,00 0,9 5 5 22
2< И <5 0,376 0,346 10,00 4,2 2,77 15 42
2.3.4 Четвертая группа. Проницаемость 50 мД <к<100 мД
Для рассматриваемой группы пластов получены все сочетания ФЕС. Динамика величины е и кИ носит возрастающий характер с увеличение нефтенасыщенной толщины. Величина е изменяется от 20 Д-м/Па-с до 450 Д-м/Па-с (Таблица 2.17).
Таблица 2. 17 - Сравнение расчетных значений КИН для 4 группы пластов по проницаемости
к, мД И, м Расчетный КИН Фактический КИН к Ь Ц кИ/ц кЬ
50мД <к<100 мД И>10 0,362 - 67,20 25,2 3,76 450 1693
5< И <10 0,468 - 86,00 9,6 2,65 312 825
2< И <5 0,473 - 50,00 3,5 2,64 66 175
Ь<2 0,250 - 98,00 0,8 4 20 78
- - - - - - -
Расчетные значения КИН не соответствуют динамике изменения величины е. Для пласта созначением е = 66 Д-м/Па-с, что в 4,7 и в 6,8 раза меньше значения е для пластов третьей и четвертой группы, расчетное значение КИН принимает максимальное значение, равное 0,473. Для пласта с лучшими ФЕС расчетный КИН меньше в 1,3 раза (или на 24%). По группе пластов с рассматриваемыми ФЕС фактических значений КИН получено не было.
2.3.5 Пятая группа. Проницаемость 100 мД<к< 500 мД Для рассматриваемой группы пластов динамика параметров е и кИ носит возрастающий характер. Величина е изменяется от 54 Д-м/Па-с до 1065 Д-м/Па-с (Таблица 2.18). Для первых трех групп пластов увеличению е соответствует увеличение расчетного значения КИН от 0,510 при е = 54 Д-м/Па-с до 0,600 при е = 695 Д-м/Па-с. Для четвертой группы пластов с самым высоким значение величины е = 1065 Д-м/Па-с расчетный КИН равен 0,585. При увеличении е в 1,5 раза с 695 Д-м/Па-с до 1065 Д-м/Па-с значения расчетного КИН принимают близкие значения 0,585 и 0,590. По трем группам пластов получены фактические значения КИН. Для пласта с максимальным значением е = 1132 Д-м/Па-с фактический КИН равен 0,580, достигая расчетного значения, равного 0,584 на 99%.
Таблица 2. 18 - Сравнение расчетных значений КИН для 5 группы пластов по проницаемости
к, мД И, м Расчетный Фактический к Ь кИ/ц кЬ
КИН КИН Ц
И>10 0,585 0,357 246,00 10,82 2,5 1065 2662
5< И <10 0,600 0,580 359,00 6,6 3,41 695 2369
100мД<к< 500 2< И <5 0,590 0,498 290,00 4,3 2,52 495 1247
мД Ь<2 0,510 - 225,00 1,2 5 54 270
5< И <10 0,584 0,580 430,00 6,9 2,62 1132 2967
Фактические значения КИН для трех групп пластов не достигли расчетных значений и меньше на:
- 16% для пластов толщиной от 2 м до 5 м;
- 1% для пласта и 3% для группы пластов толщиной от 5 м до 10 м;
- 39% для пластов толщиной более 10 м.
2.3.6 Шестая группа. Проницаемость 500 мД<к< 1000 мД Для рассматриваемой группы пластов динамика величины е и кИ носит возрастающий характер с увеличением толщины пласта. Величина е изменяется от 247 Д-м/Па-с до 3127 Д-м/Па-с. Для четвертой группы пластов при толщине более 10 м получено пустое множество (Таблица 2.19). Расчетные значения КИН
не соответствуют динамике изменения величины гидропроводности. Для пласта со значением е=642 Д-м/Па-с расчетный КИН принимает минимальное значение 0,262, а для пласта с е в 2,6 раза меньше (247 Д-м/Па-с) расчетный КИН в 2 раза больше и равен 0,527.
Таблица 2. 19 - Сравнение расчетных значений КИН для 6 группы пластов по проницаемости
к, мД И, м Расчетный КИН Фактический КИН к Ь Ц кИ/ц кЬ
500мД<к< 1000 мД И>10 - - - - - - -
5< И <10 0,625 0,562 992,00 9,3 2,95 3127 9226
2< И <5 0,262 - 569,00 4,4 3,9 642 2504
Ь<2 0,527 - 701,00 1,3 3,69 247 911
5< И <10 0,625 0,562 992,00 9,3 2,95 3127 9226
Фактическое значение КИН получено по для пласта третьей группы с толщиной от 5 до 10 м при е=3127Д-м/Па-с. Фактический КИН равен 0,562 при расчетном значении 0,625 и меньше расчетного значения на 10%.
2.3.7 Седьмая группа. Проницаемость к >1000 мД
Сочетания с такими свойствами пласта получены по всем группам, динамика параметров е и кИ носит возрастающий характер с увеличением толщины пласта. Величина е изменяется от 626 Д-м/Па-с до 11809 Д-м/Па-с (Таблица 2.20). Расчетные значения КИН не соответствуют динамике изменения величины гидропроводности пласта. Для пластов, различающихся величиной е в 19 раз, и для минимального и для максимального значения расчетный КИН одинаков и равен 0,697. Для пласта с е в 2,5 раза большем, значение КИН в 1,4 раза меньше и равно 0,481.
Таблица 2. 20 - Сравнение расчетных значений КИН для 7 группы пластов по проницаемости
к, мД И, м Расчетный КИН Фактический КИН к Ь Ц кИ/ц кЬ
И>10 0,697 0,683 1652,00 19,3 2,7 11809 31884
5< И <10 0,543 - 1640,00 5 3,69 2222 8200
к>1000 2< И <5 0,481 - 1704,00 2,8 3 1590 4771
Ь<2 0,697 0,512 1043,00 1,5 2,5 626 1565
И>10 0,697 0,683 1652,00 19,3 2,7 11809 31884
Фактическое значение КИН получено по двум группам пластов с минимальной и максимальной эффективной нефтенасыщенной толщиной. Для пласта с максимальным значением гидропроводности е=11809Д-м/Па-с фактическое значение КИН равно 0,683, для пласта с е=626Д-м/Па-с фактическое значение КИН равно 0,512 при одинаковом расчетном значении КИН = 0,697. Фактические значения КИН меньше расчетных значений на:
- 27% при толщине пласта менее 2 м;
- 2% при толщине пласта более 10 м.
2.3.8 Характер изменения величины гидропроводности и проводимости пласта при вязкости нефти ц > 2,5 мПа-с
Для возможных сочетаний рассматриваемых параметров пласта к, Ь и ц наблюдается выраженная зависимость и гидропроводности и проводимости пласта с увеличением толщины пласта. Величина расхождения расчетных и фактических значений КИН различается по группам пластов, образованных различным сочетанием ФЕС.
Наибольшее расхождение получено:
- при проницаемости от 10 мД до 50 мД расхождение составило 8% по пласту и 23% по группе пластов толщиной от 2 м до 5 м (Рисунок 2.7);
- при проницаемости от 100 мД до 500 мД:
- расхождение составило 16% по пластам с толщиной от 2 м до 5 м;
- от 1% до 3% по пласту и группе пластов толщиной от 5 м до 10 м соответственно (Рисунок 2.8);
- 39% при толщине пласта более 10 м (Рисунок 2.9);
- при проницаемости от 500 мД до 1000 мД степень расхождения составила 10% при толщине пласта от 5 м до 10 м (Рисунок 2.8);
- при проницаемости более 1000 мД степень расхождения составила:
- 27% по пластам толщиной менее 2 м (Рисунок 2.10);
- 2% по пластам толщиной более 10 м (Рисунок 2.9).
Рисунок 2.7 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов толщиной 2 м<Ь< 5 м
Рисунок 2.8 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов толщиной 5 м<Ь<10м
Рисунок 2. 9 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов толщиной И>10м
Рисунок 2.10 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов толщиной И<2 м
Результаты
1. Максимальное расхождение расчетных и фактических показателей (70%) по всему рассматриваемому диапазону вязкости пластовой нефти получено для пластов с низкими ФЕС - проницаемость пласта менее 10 мД и толщина менее 5 м;
2. С улучшением ФЕС степень расхождения снижается;
3. С превышением проницаемости 500 мД и увеличением толщины пласта более 5 м степень расхождения вновь увеличивается;
4. При максимальных значениях ФЕС: при проницаемости более 1000 мД и толщине пласта более 10 м получена минимальная степень расхождения, не превышающая 2%;
5. Для пластов с проницаемостью более 100 мД и толщиной пласта менее 2 м степень расхождения составляет 60% и более;
6. Для пластов, ограниченных проницаемостью 50 мД, толщиной пласта 5 м и проницаемостью более 500 мД и толщине пласта более 5 м, насыщенных нефтью вязкостью менее 1 мПа-с, степень расхождения больше, чем для более вязкой нефти.
7. Для пластов с проницаемостью менее 25 мД при обводненности 90% максимальный фактический отбор НИЗ составил 41,6% от расчетной величины. Для пластов с проницаемостью менее 10 мД текущие фактические коэффициенты нефтеотдачи находятся в диапазоне от 0,014 до 0,235 при среднем значении 0,138. При обводненности продукции около 80% отбор НИЗ в среднем не превысил 35% от расчетной величины. При таких соотношениях обводненности и нефтеотдачи можно утверждать, что при сложившейся системе разработки расчетные значения КИН являются завышенными и достигнуты не будут, а пласты, не могут рассматриваться как перспективные объекты для реализации системы заводнения.
8. При изменении рассматриваемых параметров (абсолютная проницаемость, эффективная нефтенасыщенная толщина и вязкость пластовой нефти) характер изменения величин проводимости и гидропроводности пласта, может принципиально отличаться. Учет вязкости нефти даже менее 1 мПа-с приводит к изменению оценки условий фильтрации нефти в пласте и должен, в свою очередь, привести к пересмотру расчетного значения КИН. При повышении вязкости нефти до 2,5 мПа-с характер изменения величин проводимости и гидропроводности пласта становится одинаковым.
Глава 3 Анализ влияния на расчетный КИН эффективной нефтенасыщенной толщины
3.1 Пласт насыщен нефтью вязкостью ц<1 мПа^с
3.1.1 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта h<2 м
Для первой группы пластов с эффективной нефтенасыщенной толщиной менее 2 м проницаемости пласта принимает значения до 500 мД. При различном сочетании параметров величина гидропроводности пласта меняется в диапазоне от 1Д-м/Па-с до 438 Д-м/Па-с. С увеличением проницаемости увеличивается и величина гидропроводности пласта за исключением группы пластов с проницаемостью от 10 Д-м/Па-с до 50 Д-м/Па-с, для которой величина s оказалась равной величине для предыдущей группы пластов с меньшей проницаемостью. Для пластов с проницаемостью от 5 мД до 10 мД увеличение sсвязано с очень низкой вязкостью пластовой нефти (ц=0,36 мПа-с). Для группы пластов с проницаемостью от 10 до 50 мД, величина гидропроводности, равная 31 Д-м/Па-с получена при максимальном значении вязкости пластовой нефти (ц=0,99 мПа-с) (Таблица 3.1). В Таблице 3.1. в скобках приведены значения гидропроводности пласта, при которых было получено фактическое значение КИН.
Такие значения вязкости нефти в диапазоне от 0,14 мПа-с до 1 мПа-с, принято относить к категории маловязкой нефти, но даже такие значения способны существенно повлиять на величину гидропроводности пласта и ухудшение условий фильтрации нефти.
Сочетаний ФЕС с любой нефтенасыщенной толщиной пласта с проницаемостью более 1000 мД и маловязкой нефтью среди 491 пласта получено не было.
Расчетные значения КИН изменяются от 0,280 при s= 44 Д-м/Па-с до 0,512 при s= 438 Д-м/Па-с.
Динамика изменения расчетного КИН не соответствует характеру изменения гидропроводности пласта: при лучших ФЕС значения расчетных КИН оказались меньше, чем в менее благоприятных условиях.
Таблица 3.1 - Значения величины е и КИН при вязкости нефти ц< 1 мПа-с
к, мД ^/ц КИН ^/ц КИН ^/ц КИН кЬ|/ц КИН
проект факт проект факт проект факт проект факт
h<2 м 2 м < <5 м 5 м <Ьк 10 м Ь|> 10 м
к<5 2 0,383 - 22 0,38 0,163 (18) 45 0,22 - 67 0,311 -
5< к <10 22 0,28 - 162 0,405 0,303 (59) 116 0,356 - - - -
10<к<50 31 0,454 - 622 0,5 0,398 (389) 478 0,51 0,454 (273) - - -
50<к<100 1194 0,45 - 386 0,586 - 738 0,505 0,38 (627) 783 0,262 -
100<к<500 438 0,512 0,411 2301 0,6 0,591 1155 0,604 0,555 3318 0,650 0,592(4636)
500 <к <1000 - - - 2687 0,459 - 6460 0,6 0,436 (4358) - - -
к>1000 - - - - - - - - - - - -
2
3.1.2 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 2 м ^< 5 м
Для пластов с эффективной нефтенасыщенной толщиной от 2 м до 5 м с увеличением абсолютной проницаемости пласта происходит и увеличение его гидропроводности, за исключением группы пластов с проницаемостью от 50 до 100 мД. Для этой группы пластов наблюдается такая же зависимость, как и для пластов с толщиной до 2 м, но смещенная на одну группу по проницаемости в сторону ее увеличения. Значение гидропроводности пласта с е = 622 Д-м/Па-с оказалось «завышенным» за счет малой вязкости нефти, равной 0,26 мПа-с. Для других групп пластов выдерживается зависимость увеличения е с увеличением проницаемости пласта с 22 Д-м/Па-с до 2687 Д-м/Па-с. Сочетания ФЕС пласта с проницаемостью более 1000 мД для маловязкой нефти и эффективной нефтенасыщенной толщиной от 2 м до 5 м среди рассмотренных пластов получено не было.
Расчетные значения КИН изменяются от 0,356 при е= 38 Д-м/Па-с до 0,600 при е = 2301 Д-м/Па-с. Динамика расчетного КИН не соответствует характеру изменения гидропроводности пласта: при лучших ФЕС расчетный КИН = 0,459 меньше, чем для пластов с проницаемостью от 10 до 500 мД.
3.1.3 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5 м ^< 10 м
Для пластов с нефтенасыщенной толщиной от 5 м до 10 м наблюдается четко выраженная закономерность по увеличению гидропроводности пласта с увеличением проницаемости для всех рассматриваемых групп. Значение гидропроводности в этой группе меняется от 45Д-м/Па-с до 6460 Д-м/Па-с. Сочетаний ФЕС пласта с проницаемостью более 1000 мД для маловязкой нефти и эффективной нефтенасыщенной толщиной от 5 м до 10 м среди рассмотренных пластов получено не было.
Расчетные значения КИН изменяются от 0,250 при е= 45 Д-м/Па-с до 0,604 при е= 1155 Д-м/Па-с. Динамика изменения расчетного КИН согласуется с характером изменения гидропроводности пласта.
Для пластов с толщиной более 10 м получено сочетание для трех групп пластов. При минимальном значении проницаемости: до 5 мД и гидропроводности пласта е = 67 Д-м/Па-с расчетный КИН оказался равном 0,311 и больше, чем 0,262 при лучших значениях ФЕС с величиной гидропроводности, равной 783 Д-м/Па-с. Фактическое значение КИН получено для высокопроницаемых пластов равное 0,592 при е= 4636 Д-м/Па-с при максимальном расчетном значении 0,650 и гидропроводности равной 3318 Д-м/Па-с.
Сочетаний малой толщины пласта (менее 2 м), малой вязкости нефти (менее 1 мПа-с) и высокой проницаемости (более 500 мД) среди всех рассмотренных пластов не выявлено. Ни для одной категории толщины пласта не получено сочетания с проницаемостью более 1000 мД. Значения гидропроводности пласта, максимальные значения расчетных и фактических КИН при различных сочетаниях ФЕС приведены в Таблице 3.1. и на Рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Взаимосвязь гидропроводности и проницаемости пласта для различных значений эффективной нефтенасыщенной толщины (вязкость нефти ц
< 1мПа-с)
Динамика фактических значений КИН не соответствует характеру изменения величины гидропроводности пластов, при этом фактические значения КИН оказались меньше расчетных значений:
- для группы пластов толщиной менее 2 м с проницаемостью от 100 мД до 500 мД фактическое значение КИН равное 0,411 получено при е = 438 Д-м/Па-с и расчетном значении КИН = 0,512. Фактический КИН меньше расчетного значения на 20% (Рисунок 3.2);
- для пластов с толщиной от 2 м до 5 м получены фактические значения КИН по двум группам пластов с проницаемостью менее 5 мД, равное 0,163 при е = 22Д-м/Па-с и расчетным КИН = 0,455 (Рисунок 3.3) и с проницаемостью от 100 мД до 500 мД максимальный КИН=0,591 при е = 2301 Д-м/Па-с и расчетным КИН = 0,600 (Рисунок 3.2). Фактические значения КИН получены меньше расчетных на 1,5% - 64% и с увеличением проницаемости это различие значительно снижается;
- для пластов с толщиной от 5 м до 10 м получены фактические значения КИН по четырем группам пластов: от 10 до 50 мД (Рисунок 3.4), от 50 до 100 мД (Рисунок 3.5), от 100 до 500 мД (Рисунок 3.2), от 500 до 1000 мД (Рисунок 3.6). Минимальное значение КИН, равное 0,246 получено при е = 1554Д-м/Па-с и расчетным значении КИН = 0,459, а максимальное значение КИН= 0,555 получено при е = 1155 Д-м/Па-с и расчетным значении КИН = 0,604. Фактические значения КИН получены меньше расчетных на 8% - 46% без выявленной
Рисунок 3.2 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 100 мД<к<500 мД
о
г
о
зс
с
е
т
и
т
*
а
и
о ЧР
г о
н т з:
е
т ас
с
а
р
е
и
н
е
Ч
36
о
X
с
а
р
60 50 40 30 20 10 0
I по пласту
I по группе пластов менее 5 мД
1234 группы пластов по толщине
Рисунок 3.3 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов с проницаемостью к<5 мД
Рисунок 3.4 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 10 мД<к<50 мД
Рисунок 3.5 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 50 мД<к<100 мД
Рисунок 3.6 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 500 мД<к<1000 мД
зависимости от проницаемости, т.к. не было получено зависимости и между расчетными значениями;
- при толщине пласта более 10 м и проницаемостью от 100 мД до 500 мД фактическое значение КИН равно 0,592 при расчетном значении 0,644 и величине е = 4636 Д-м/Па-с (Рисунок 3.2). Фактическое значение КИН меньше расчетного на 8%.
Для определения зависимости значений расчетных и фактических КИН проведено сравнение этих величин для одного значения проницаемости и различных групп пластов по толщине. Максимальное количество фактических значений КИН было получено для пластов с проницаемостью от 100 мД до 500 мД. В результате сравнения были получены следующие результаты:
- для пластов с толщиной менее 2 м максимальное расхождение расчетных и фактических значений КИН (до 20%) наблюдается для пластов с проницаемостью от 100 до 500 мД;
- для пластов толщиной от 2 м до 5 м расхождение в значениях КИН снижается с 60% до 2% с увеличением проницаемости пласта до 500 мД;
- для пластов с толщиной от 5 м до 10 м максимальное расхождение 50% получено по пластам с проницаемостью от 50 мД до 100 мД;
- для пластов толщиной более 10 м максимальное расхождение составило 20% при проницаемости от 100 мД до 500 мД.
3.2 Пласт насыщен нефтью вязкостью 1 мПа^с <ц<2,5 мПа^с
3.2.1 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Н<2 м
Для первой группы пластов величина гидропроводности изменяется в диапазоне от 1 Д-м/Па-с до 719 Д-м/Па-с. Сочетаний ФЕС с проницаемостью более 1000 мД не получено. Величина расчетного КИН увеличивается в соответствии с ростом величины гидропроводности пласта, за исключением группы пластов с проницаемостью менее 5 мД, для которых расчетный КИН равный 0,376 при е = 1 Д-м/Па-с оказался больше расчетного значения КИН равного 0,333 для пласта с большим значением е = 3 Д-м/Па-с (Таблица 3.2).
3.2.2 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 2 м <Н< 5м
Для этой группы пластов получены все сочетания ФЕС, включая пласты с проницаемостью выше 1000 мД, при этом величина е изменяется от 5 Д-м/Па-с до 3897Д-м/Па-с. Выраженной динамики изменения расчетного КИН в зависимости от величины гидропроводности для рассматриваемой группы пластов не получено. Для пластов с худшими ФЕС (е= 5 Д-м/Па-с) расчетный КИН принят равном 0,430, а для пластов с большим значением е = 25 Д-м/Па-с расчетный КИН оказался меньше и составил 0,377. При значении е = 82 Д-м/Па-с и 299 Д-м/Па-с расчетные КИН получены соответственно 0,505 и 0,486.
3.2.3 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5м ^< 10м
Для пластов с эффективной нефтенасыщенной толщиной от 5 до 10 м значение проницаемости пласта изменяется до 1000 мД. При различном сочетании параметров величина гидропроводности пласта может составить от 6 Д-м/Па-с до 2594 Д-м/Па-с. Закономерность в увеличении параметра гидропроводности с увеличением проницаемости наблюдается для всех групп
пластов за исключением пластов с проницаемостью от 50 до 100 мД. Уменьшение величины е с 321Д-м/Па-с до 248 Д-м/Па-с при увеличении проницаемости пласта от 50 мД до 100 мД повторяет ту же закономерность, что выявлена для пластов с толщиной от 2 м до 5 м, в этом же интервале значений проницаемости, но для вязкости нефти менее 1 мПа-с.
Расчетные значения КИН находятся в диапазоне от 0,354 при е = 68 Д-м/Па-с до максимального значения 0,689 при е = 461 Д-м/Па-с, которое оказалось больше, чем значение КИН = 0,640, полученное при максимальных значениях ФЕС (е = 2594 Д-м/Па-с).
3.2.4 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Н>10м
Для рассматриваемых сочетаний ФЕС при проницаемости пластов от 50 до 100 мД множество оказалось пустым. Гидропроводность пласта изменяется в диапазоне от 23Д-м/Па-с до 8233Д-м/Па-с. Значение гидропроводности пласта при проницаемости от 500 до 1000 мД равное е = 2964 Д-м/Па-с получено меньше, чем е = 3499 Д-м/Па-с при проницаемости от 100 до 500 мД за счет большего значения вязкости пластовой нефти.
Расчетные значения КИН находятся в диапазоне от 0,267 при е = 55 Д-м/Па-с до максимального значения 0,676 при е = 8233 Д-м/Па-с.
Фактические значения КИН получены по группе пластов с проницаемостью более 10 мД и находятся в диапазоне от 0,472 при е = 121 Д-м/Па-с до 0,664 при е = 8233 Д-м/Па-с (Таблица 3.2, Рисунок 3.7).
Динамика фактических значений КИН не соответствует характеру изменения величины гидропроводности пластов, при этом фактические значения КИН оказались меньше расчетных значений:
Таблица 3.2 - Значения величины е при вязости нефти 1 мПа-с <ц< 2,5мПа-с
к, мД ^/ц КИН ^/ц КИН ^/ц КИН кЬ|/ц КИН
расчет факт расчет факт расчет факт расчет факт
Ьк2 м 2 м < <5 м 5 м <Ьк 10 м Ь|> 10 м
к<5 1 0,376 - 5 0,430 0,235 (3) 6 0,358 - 23 0,354 -
5< к <10 3 0,333 - 25 0,377 0,101 (22) 68 0,354 - 55 0,267 -
10<к<50 13-20 0,386 - 82 0,505 0,396 (111) 321 0,449 0,293 (92) 121 0,501 0,472
50<к<100 94 0,507 0,111 (41) 299 0,486 0,426 (216) 248 0,6 0,537 - - -
100<к<500 209 0,467 - 446 0,600 0,505 461 0,689 0,681 3499 0,605 0,541
500 <к <1000 719 0,635 - 2867 0,600 0,555 2594 0,64 0,489 (2993) 6068 0,649 0,626
к>1000 - - - 3897 0,602 - - - - 8233 0,676 0,664
о
- для группы пластов с толщиной менее 2 м получено фактическое значение КИН, равное 0,111 при е = 41 Д-м/Па-с и расчетном значении 0,287. Расчетное значение меньше фактического на 61% для пласта и 78% для группы пластов (Рисунок 3.8);
- фактические значения КИН при толщине пластов от 2 м до 5 м находятся в диапазоне от 0,101 при е = 25 Д-м/Па-с и расчетном КИН = 0,333 до значения КИН = 0,555 при е = 2867 Д-м/Па-с и расчетном КИН = 0,600. Фактические значения КИН получены меньше расчетных значений на 8% - 73%, с увеличением проницаемости это различие снижается с 45% до 8%, за исключением группы пластов от 5 до 10 мД, когда разница увеличилась до 73% за счет крайне низкого значения, фактически полученного КИН (Рисунок 3.9);
- фактические значения КИН при толщине пласта от 5 м до 10 м получены по пластам с проницаемостью более 10 мД и находятся в диапазоне от 0,293 при е = 321 Д-м/Па-с до 0,681 при е = 461 Д-м/Па-с. Фактические значения КИН получены меньше расчетных значений на 1%- 35%, с увеличением проницаемости это различие снижается, а при проницаемости пласта от 500 до 1000 мД вновь увеличилось до 24% (за счет низкого значения фактического КИН) (Рисунок 3.10 - 3.13);
- фактические значения КИН для пластов с толщиной более 10 м получены по пластам с проницаемостью более 10 мД и находятся в диапазоне от 0,472 при е = 121 Д-м/Па-с до 0,664 при е = 8233 Д-м/Па-с. Расхождение между расчетными и фактическими значениями КИН составило от 2 до 11% (Рисунок 3.10, 3.12 - 3.13).
Рисунок 3.7 - Взаимосвязь гидропроводности и проницаемости пласта для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (вязкость нефти
1 мПа-с <ц <2,5 мПа-с)
Рисунок 3.8 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов с проницаемостью к<5 мД
Рисунок 3.9 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов с проницаемостью 5 мД<к<10 мД
Рисунок 3.10 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов с проницаемостью 10 мД<к<50 мД
Рисунок 3.11 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 50 мД<к<100 мД
Рисунок 3.12 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 100 мД<к<500 мД
Рисунок 3.13 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 500 мД<к<1000 мД
Для определения зависимости расчетных и фактических значений КИН для одной группы пластов по проницаемости и различных групп пластов по толщине были рассмотрены группы с проницаемостью от 10 мД до 50 мД. Расчетные значения КИН оказались больше полученных фактических значений на 6% - 35%, при самом большом расхождении в 35% для пластов с толщиной от 5 м до 10 м.
Для пластов с проницаемостью от 100 мД до 500 мД расчетные значения КИН оказались больше полученных фактических значений на 1% - 16%, при самом малом расхождении в 1% для пластов с толщиной от 5 м до 10 м.
Для пластов с проницаемостью от 500 мД до 1000 мД расчетные значения КИН больше полученных фактических значений на 4% - 19%, при самом большом расхождении в 19% для пластов с толщиной от 5 м до 10 м.
Для пластов с различной эффективной нефтенасыщенной толщиной расхождение расчетных и фактических значений составило:
- для пластов с толщиной менее 2 м максимальное расхождение 80% получено по пластам с проницаемостью от 50 мД до 100 мД;
При толщине от 2 м до 5 м максимальное расхождение в 70% получено по низкопроницаемым пластам (менее 10 мД);
- при толщине от 5 м до 10 м расхождение не превышает 35% при проницаемости от 10 мД до 50 мД;
- при толщине более 10 м расхождение не превышает 10% при проницаемости более 100 мД.
3.3 Пласт насыщен нефтью вязкостью ц >2,5 мПа^с
3.3.1 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Н<2 м
Для рассматриваемой группы пластов сочетаний ФЕС с наиболее низкими значениями проницаемости - до 10 мД не получено. С увеличением проницаемости величина е принимает значения от 5Д-м/Па-сдо 626 Д-м/Па-с и возрастает расчетный КИН с 0,100 до 0,697, за исключением группы пластов с проницаемостью от 50 мД до 100 мД. При увеличении гидропроводности пласта в
4 раза расчетный КИН снизился с 0,300 до 0,250 или на 17% (Таблица 3.3).
3.3.2 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 2 м ^< 5 м
Для рассматриваемой группы получены все возможные сочетания ФЕС пластов. Величина е принимает значения от 1Д-м/Па-с до 1590 Д-м/Па-с и полученные расчетные значения КИН не согласуются с динамикой величины гидропроводности. Для пластов, относящихся к трем группам проницаемости: от
5 до 10 мД, от 500 мД до 1000 мД и более 1000 мД, с увеличением проницаемости и гидропроводности расчетные значения КИН получены меньше, чем для пластов с худшими ФЕС. При увеличении е в 8 раз для 1 и 2 группы пластов расчетное значение КИН снизилось с 0,271 до 0,200 или на 26%, для шестой группы пластов при увеличении е в 1,3 расчетный КИН снизился с 0,590 до 0,262 или на 56%.
3.3.3 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5 м <Н<10 м
Для рассматриваемой группы пластов не получено сочетаний с проницаемостью от 10 до 50 мД. Гидропроводность пласта принимает значения от 3 до 3127 Д-м/Па-с. С увеличением проницаемости наблюдается выраженная
динамика увеличения гидропроводности пласта, за исключением седьмой группы пластов с проницаемостью более 1000 мД, для которой величина 8=2222 Д-м/Па-с оказалась меньше, чем при проницаемости от 500 мД до 1000 мД со значением 8=3127 Д-м/Па-с.
Расчетные значения КИН согласуются с динамикой изменения 8 за исключением пластов, относящихся к категории низкопроницаемых - до 10 мД. При увеличении в 6 раз величины 8 максимальный расчетный КИН снизился с 0,362 до 0,278 или на 26%.
3.3.4 Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта К>10м
Для рассматриваемой группы пластов с толщиной пласта более 10 м не получено сочетаний для двух групп: с проницаемость от 5 мД до 10 мД и от 500 мД до 1000 мД. Гидропроводность пласта принимает значения от 19Д-м/Па-с до 11809 Д-м/Па-с. Расчетные значения КИН соответствуют динамике изменения гидропроводности.
Для двух групп пластов с проницаемостью от 10 мД до 50 мД и от 50 мД до 100 мД получено одинаковоерасчетное значение КИН равное 0,362 при различии в величине гидропроводности в 7 раз (значении 8 = 64 Д-м/Па-с и 450 Д-м/Па-с соответственно). Взаимосвязь гидропроводности и проницаемости пласта для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины и соответствующие значения расчетных и фактических значений КИН приведены в Таблице 3.3. и на Рисунке 3.14.
к, мД ^/ц КИН к1п/ц КИН к1п/ц КИН к1п/ц КИН
расчетный факт расчетный факт расчетный факт расчетный факт
h<2 м 2 м < h <5 м 5 м 10 м 1п> 10 м
к<5 - - - 1 0,271 - 3 0,362 - 19 0,278 -
5< к <10 - - - 8 0,2 - 19 0,278 - - - -
10<к <50 5 0,300 - 28 0,45 0,346 (15) - - - 64 0,362 -
50< к <100 20 0,250 - 66 0,473 - 312 0,468 - 450 0,362 -
100< к <500 54 0,510 - 495 0,59 0,498 695 0,6 0,58 (1132) 1065 0,585 0,357
500 <к <1000 247 0,527 - 642 0,262 - 3127 0,625 0,562 - - -
к>1000 626 0,697 0,512 1590 0,481 - 2222 0,543 0,244 (5324) 11809 0,697 0,683
о\
9
Рисунок 3.14 - Взаимосвязь гидропроводности и проницаемости пласта для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (вязкость нефти
ц >2,5 мПа-с)
Динамика фактических значений КИН не соответствует характеру изменения величины гидропроводности пластов, при этом фактические значения КИН оказались меньше расчетных значений:
- фактический максимальный КИН, равный 0,512 получен по группе пластов при толщине менее 2 м, с проницаемостью более 1000 мД при максимальном значении 8=626 Д-м/Па-с, и меньше расчетного значения КИН = 0,697 на 27% (Рисунок 3.15);
- для двух групп пластов по проницаемости от 10 мД до 50 мД и от 100 мД до 500 мД с толщиной от 2 м до 5 м были получены фактические значения КИН равные 0,346 при значении 8= 15 Д-м/Па-с и расчетным значением 0,450 и фактический КИН, равный 0,498, при 8=495 Д-м/Па-с и расчетным значением 0,590. Полученные фактические значения КИН меньше расчетных значений на 16% - 23%, с увеличением проницаемости это различие снижается (Рисунок 3.16 -3.17);
Рисунок 3.15 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов с проницаемостью к > 1000 мД
- для трех групп пластов с толщиной от 5 м до 10 м и с проницаемостью более 100 мД были получены фактические значения КИН в диапазоне от 0,244 при 8=5324 Д-м/Па-с и расчетным КИН = 0,480, до КИН = 0,580 при значении 8=1132Д-м/Па-с и расчетным значением 0,600. Полученные фактические значения КИН меньше расчетных значений на 3% - 55%, с увеличением проницаемости это различие увеличивается за счет значительного снижения максимального фактического значения КИН (Рисунок 3.16 - 3.18);
- для двух групп пластов по проницаемости от 100 мД до 500 мД и более 1000 мД при толщине более 10 м были получены фактических значения КИН равные 0,357 при значении 8=1065 Д-м/Па-с и расчетным КИН = 0,585 и КИН = 0,683 при 8=11809 Д-м/Па-с и расчетным КИН = 0,697. Полученные фактические значения КИН меньше расчетных значений на 2% - 39%, с увеличением проницаемости степень расхождения снижается (Рисунок 3.15, 3.17).
Для определения взаимосвязи расчетных и фактических значений КИН для пластов определенной группы по проницаемости и различным значениям толщины была рассмотрена группа пластов с проницаемостью от 100 мД до 500 мД. Расчетные значения КИН оказались больше полученных максимальных фактических значений на 3% - 39%; при самом малом расхождении в 3% для пластов с толщиной от 5 м до 10 м:
Рисунок 3.16 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе
пластов с проницаемостью 10 мД<к<50 мД
Рисунок 3.17 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 100 мД<к<500 мД
10
2 3 4
группы пластов по толщине
8
6
4
2
0
1
■ по пласту
■ по группе пластов от 500 мД до 1000 мД
Рисунок 3.18 - Расхождение расчетных и фактических значений КИН по группе пластов с проницаемостью 500 мД<к<1000 мД
- при толщине пласта менее 2 м максимальное расхождение 24% получено при проницаемости более 1000 мД;
- при толщине пласта от 2 м до 5 м - максимальное расхождение 20% получено при проницаемости от 10 мД до 50 мД;
- при толщине пласта от 5 до 10 м максимальное расхождение 50% получено при проницаемости пласта более 1000 мД;
- при толщине пласта более 10 м максимальное расхождение 40% получено при проницаемости от 100 мД до 500 мД.
Результаты
1. Фактические значения КИН получены меньше расчетных значений для всех групп пластов по толщине и вязкости нефти:
- при толщине пласта менее 2 м максимальное расхождение расчетного и фактического значений КИН, достигаемое 80%, получено при «средних» значениях проницаемости (от 50 мД до 100 мД) и вязкости нефти от 1 мПа-с до 2,5 мПа-с;
- при толщине пласта от 2 м до 5 м максимальное расхождение составило от 60% до 70% и получено для низкопроницаемых коллекторов (менее 10 мД)
и вязкости нефти менее 2,5 мПа-с. С увеличением проницаемости степень
расхождения в значениях КИН снижается;
- при толщине пласта от 5 м до 10 м степень расхождения составила от 35%
до 50% при проницаемости более 10 мД;
- при толщине пласта более 10 м степень расхождения составила менее 40%
для высокопроницаемого коллектора более 100 мД;
2. При учете вязкости нефти максимальное расхождение расчетного и фактического КИН получено для группы пластов по толщине:
- от 2 м до 10 м и при вязкости нефти менее 1 мПа-с составило 60% - 50%;
- менее 5 м и при вязкости нефти от 1 мПа-с до 2,5 мПа-с расхождение составило 80% - 70%;
- более 5 м и при вязкости нефти более 2,5 мПа-с расхождение составило 50% - 40%.
3.4 Оценка влияния фильтрационно-емкостных свойств на величину
конечного КИН
Для оценки влияния фильтрационно-емкостных свойств на величину конечного КИН были рассмотрены группы пластов по величине комплексного параметра е.
3.4.1 Влияние вязкости нефти
Изменение величины гидропроводности было рассмотрено для трех групп вязкости пластовой нефти:
1 группа 2 группа 3 группа
мПа-с
ц<1 1 <ц<2,5 Ц>2,5
Для первой группы пластов с вязкостью нефти менее 1 мПа-с получено сочетание ФЕС со всеми рассматриваемыми группами по проницаемости, за исключением седьмой группы при значении проницаемости более 1000 мД. С
увеличением проницаемости от 5 мД до 500 мД нет сочетаний ФЕС с толщиной пласта более 10 м.
Вторая группа пластов с вязкостью нефти от 1 мПа-с до 2,5 мПа-с -получено максимальное количество сочетаний ФЕС по всем группам пластов по проницаемости и толщине пласта.
Для третьей группы пластов с вязкостью нефти от 2,5 мПа-с до 5 мПа-с не получено сочетаний ФЕС при проницаемости менее 10 мД и нефтенасыщенной толщине менее 2 м.
Одинаковые или близкие значения величины гидропроводности пласта могут быть получены при различных значениях параметров, но с увеличением проницаемости (более 50 мД) и толщины пласта (более 2 м) степень влияния вязкости пластовой нефти начинает снижаться. Так для второй группы пластов по вязкости нефти, при толщине пласта от 2 до 10 м и проницаемости пласта более 50 мД величина гидропроводности пласта принимает близкие значения в диапазоне от 130 Д-м/Па-с до 5000 Д-м/Па-с.
При проницаемости пласта более 1000 мД и вязкости нефти менее 2,5 мПа-с величина гидропроводности незначительно зависит от толщины пласта. При увеличении вязкости нефти более 2,5 мПа-с величина гидропроводности значительно отличается для пластов, характеризующимися крайними значениями толщины: менее 2 м и более 10 м.
Зависимости гидропроводности пласта от значения абсолютной проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины для трех групп вязкости пластовой нефти приведены на Рисунках 3.19 - 3.25.
Рисунок 3.19 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины
(проницаемость пласта к<5 мД)
Рисунок 3.20 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (проницаемость пласта 5 мД <к<10 мД)
Рисунок 3.21 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (проницаемость пласта 10 мД <k<50 мД)
Рисунок 3.22 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (проницаемость пласта 50 мД <k<100 мД)
10000
1000
100
10
группы пластов по вязкости
1
1
2
3
меньше 2м от 2 до5м от 5 до 10 м больше 10м
Рисунок 3.23 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (проницаемость пласта 100 мД <k<500 мД)
10000
1000
100
10
группы пластов
1
1
2
3
меньше 2м от 2 до 5м от 5 до 10м больше 10м
Рисунок 3.24 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (проницаемость пласта 500 мД <k<1000 мД)
у го
и (б е;
0
1
ч о <0 о о. с о о.
4
5
100000
10000
1000
100
10
меньше 2м от 2 до 5м от 5 до10м ■больше 10м
12 3
группы пластов по вязкости
1
Рисунок 3.25 - Взаимосвязь гидропроводности пласта и вязкости пластовой нефти для различных изменений эффективной нефтенасыщенной толщины (проницаемость пласта к>1000 мД)
Результаты
1. Степень расхождения расчетных и фактических значений КИН различается по группам пластов, образованных различным сочетанием ФЕС.
2. Максимальное расхождение получено:
- по низкопроницаемым пластам (менее 10 мД) со средней толщиной пласта (от 2 м до 5 м);
- по пластам со средней проницаемостью (от 50 мД до 100 мД) и малой толщиной пласта (менее 2 м);
3. Максимальное совпадение расчетных и фактических значений КИН получено по пластам с высокими ФЕС:
- высокопроницаемые пласты (более 100 мД) и толщиной более 2 м при вязкости нефти менее 1 мПа-с;
- высокопроницаемые пласты (более 100 мД) и толщиной более 5 м при вязкости нефти более 1 мПа-с.
- относятся к пластовому типу и сложены терригенным коллектором;
- разрабатываются с применением заводнения;
- начальное пластовое давление выше давления насыщения;
- ограничены вязкостью пластовой нефти значением 5 мПа-с, позволяющее отнести ее к категории маловязкой нефти.
Учитывая, что при классификации значения параметра должны отличаться на величины, приводящие к изменению результативного признака, а данные исследования должны распределяться достаточно равномерно, то все анализируемые пласты были объединены в четыре группы по величине е с различным сочетанием трех входящих в нее параметров. Вводить 5 группу с диапазоном значений от 10000 Д-м/Па-с и более оказалось нецелесообразно, так как в эту группу вошло бы только два пласта:
группа 1 группа 2 группа 3 группа 4 группа
8, Д-м/Па-с 8<10 10<8<100 100<8<1000 8>1000
Для каждого полученного сочетания ФЕС рассматривались максимальные значения расчетного и фактически полученного КИН, при условии, что по пласту получено более 80% извлекаемых запасов.
3.4.2.1 Значение гидропроводности в < 10 Дм/Пас Значение гидропроводности менее 10 Д-м/Па-с получено при широком диапазоне значений параметров: значение коэффициента абсолютной проницаемости изменяется от 0,2 до 25 мД, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0,5 до 10,4 м при значении вязкости нефти в пластовых условиях от 0,46 до 5 мПа-с (Таблица 3.4).
к<5 мД 5 мД <к< 10 мД 10 мД <к < 50 мД
вязкость пластовой нефти ц, мПа-с вязкость пластовой нефти ц, мПа-с вязкость пластовой нефти ц, мПа-с
м ц<1 1< ц <2,5 ц> 2,5 Ц<1 1< ц <2,5 ц> 2,5 Ц<1 1< ц <2,5 ц> 2,5
расчет. КИН факт. КИН расчет. КИН факт. КИН расчет. КИН факт. КИН расчет. КИН факт. КИН расчет. КИН факт. КИН расчет. КИН факт. КИН расчет. КИН Кф а Н кт. расчет. КИН Кф а Н кт. расчет. КИН Кф а Н кт.
И<2 0,383 - 0,376 - - - - 0,333 - - - - - - - 0,3 -
2<Ьк5 0,326 - 0,430 0,235 0,271 - - - - - 0,2 - - - - - - -
5<Ь|<10 - - 0,358 - 0,362 - - - - - - - - - - - - -
И>10 - - 0,354 - - - - - - - - - - - - - -
Для пластов с такими характеристиками минимальная расчетная величина КИН принимает значение от 0,100 при е =7 Д-м/Па-с и значении кИ = 25,3 мД-м до максимального значения КИН = 0,430 при е = 5 Д-м/Па-с и значении кИ =5,7 мД-м. Расчетное значение КИН при худших условиях фильтрации оказалось больше почти в 4 раза.
При одном и том же значении е расчетные значения КИН могут отличаться более чем на 50%. При минимальном значении £ =1 Д-м/Па-с были получены максимальные расчетные значения КИН в диапазоне от 0,203 до 0,376, при £ =9 Д-м/Па-с максимальные значения расчетного КИН приняты в диапазоне от 0,240 до 0,322.Сужение расчетного диапазона значений КИН при увеличении £ связано с повышением минимального значения и снижением максимального значения КИН.
При самом неблагоприятном сочетании величины проводимости кИ, когда проницаемость и нефтенасыщенная толщина составили 0,2 мД и 1,5 м, величина е составила минимальное значение, равное 1 Д-м/Па-с, а расчетный КИН равен 0,326 в то время, как при максимальном значении параметра кЪ=26,1 мД-м, полученном при сочетании проницаемости к=5,4 мД и нефтенасыщенной толщине И=4,8 м и величине е =8 Д-м/Па-с, расчетный КИН равен 0,200. Вязкость нефти для этих пластов составила соответственно 0,46 мПа-с и 3,1 мПа-с.
Расчетный КИН, дед. к, мД И, м ц, мПа-с е, Д-м/Па-с кИ, мД-м
0,100 (Шп) 23 1,1 3,85 7 25
0,430 (шах) 1,9 3,0 1,12 5 5,7
Выделяя пласты с максимальным значением расчетного КИН при е менее 10 Д-м/Па-с, нет выраженной зависимости по изменению расчетного КИН от величины гидропроводности пласта. При снижении проницаемости в 23 раза, незначительном увеличении толщины пласта и снижении вязкости нефти в 8 раз расчетное значение КИН увеличилось в 3,8 раза.
Расчетные величины КИН не соответствуют характеру изменения ФЕС:
- минимальное значение расчетного КИН равно 0,200 для пласта с тем же значением нефтенасыщенной толщины, но большей проницаемости (от 5 мД до 10 мД) и вязкостью нефти более 2,5 мПа-с;
- максимальное значение расчетного КИН равно 0,430 при сочетании минимальной проницаемости (менее 5 мД), нефтенасыщенной толщиной от 2 до 5 м и вязкости нефти от 1 до 2,5 мПа-с;
- среднее значение расчетного КИН равно 0,280.
Из 130 пластов со значением е менее 10 Д-м/Па-с только по одной группе пластов получен фактический КИН при условии отбора более 80% от начальных извлекаемых запасов, равный 0,235 при расчетном значении 0,240, степень достижения расчетного КИН составила 98%. Величина е, равная 3 Д-м/Па-с, получена при значениях к=1,3 мД, И=2,6 м, вязкости нефти = 1,13 мПа-с.
Для пластов с гидропроводностью менее 10 Д-м/Па-с по 17% пластов расчетное значение КИН оказалось меньше этого фактического значения (0,235), по 14% - равно (или близко) этому значению, а по 69% пластов расчетные значения КИН превысили фактическое значение.
Оценить обоснованность принятых КИН для пластов с худшими ФЕС при проницаемости менее 5 мД можно только относительно расчетных значений КИН для пластов с большими значениями е. Фактических значений КИН для пластов с низкими ФЕС при условии отбора не менее 80% НИЗ получено не было.
3.4.2.2 Значение гидропроводности 10 Дм/Пас<е<Ю0 Дм/Пас
В эту группу вошли пласты со значением проницаемости в диапазоне значений параметров: коэффициент проницаемости изменяется от 0,86 мД до 225 мД, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м до 19,3 м при вязкости нефти в пластовых условиях от 0,33мПа-с до 4,54 мПа-с (Таблица 3.5). Основная доля пластов в рассматриваемом диапазоне значений е получена при проницаемости от 5 мД до 50 мД, вязкости нефти не более 2,5 мПа-с и толщине пласта не более 10 м. Пласты с проницаемостью менее 5 мД могут принимать заданные значения е только при вязкости нефти менее 1 мПа-с. При
проницаемости более 50 мД заданные значения е характерны для пластов с толщиной менее 5 м и вязкости нефти более 1 мПа-с (до 100 мД) и более 2,5 мПа-с (до 500мД).
Для пластов с е от 10 Д-м/Па-с до 100 Д-м/Па-с значения расчетного КИН изменяются от 0,200 до 0,510 и отличаются в 2,5 раза. Минимальное значение КИН принято для пласта со значением проницаемости от 5 мД до 10 мД, толщиной от 2 м до 5 м и вязкости нефти более 2,5 мПа-с, максимальное значение расчетного КИН получено для пласта с той же вязкостью нефти, толщиной менее 2 м и проницаемостью от 100 мД до 500 мД. При одном значении проницаемости пласта и вязкости нефти увеличение толщины пласта от 2 м до 10 м и более, не только не привело к увеличению расчетного значения КИН, но оказалось и много меньше, так же как и при увеличении проницаемости пласта (при прочих равных условиях), не всегда увеличивается расчетное значение КИН. При значении £ =10 Д-м/Па-с были получены расчетные значения КИН в диапазоне от 0,143 до 0,340, при £ =94 Д-м/Па-с расчетные значения КИН приняты в диапазоне от 0,378 до 0,507. Увеличение гидропроводности пласта привело к увеличению и расчетных значений КИН.
Расчетный КИН, дед. К мД ^ м ц, мПа-с е, Д-м/Па-с мД-м
0,143 ^т) 3 2,9 0,88 10 8,7
0,507 (max) 73 1,4 1,09 94 102
В данном интервале значений величины гидропроводности пласта среднее значение расчетного КИН равно 0,318, полученное при значении е = 42 Д-м/Па-с и значениями к = 56 мД, Ь = 1,2 м и вязкости нефти 1,6 мПа-с.
Оценим значения расчетного КИН, полученного для одного и того же диапазона значений параметров пласта, но с разными значениями величины е: менее 10 Д-м/Па-с и от 10 Д-м/Па-сдо 100 Д-м/Па-с.
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.