Глава 19. Контроль за охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения. Коэффициент охвата вытеснением и его определение

 

 

При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием.

Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием. Под коэффициентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта):

 

K_охв.р. = V_охв.р. / V_общ K_охв.р = К_{охв.п.п.}.

 

При разработке газовых месторождений, которая осуществляется на природных режимах в условиях непрерывного снижения пластового давления при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи представляет собой единую газодинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В этих условиях практически весь объем залежи включается в процесс дренирования, т.е. K_охв.р. = 1.

Для нефтяных объектов разработки, во многих случаях характеризующихся сильной геологической неоднородностью, прерывистостью, расчлененностью, различием в фильтрационных свойствах слагающих их пластов и прослоев, редко удается обеспечить коэффициент охвата, близкий к единице. Чем полнее принятая система разработки учитывает особенности геологического строения продуктивных пластов, тем выше коэффициент охвата.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта воздействием различают охват по мощности и по площади. Коэффициент охвата по мощности К_охв.п.h равен отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. В нагнетательных скважинах охваченными воздействием считаются те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода. В добывающих скважинах к ним относят те пласты и прослои, которые отдают нефть в условиях относительно стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади К_охв.s определяют для каждого объекта разработки в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

На степень охвата воздействием по площади однопластового, сравнительно однородного объекта в первую очередь влияют проницаемость коллектора К_пр и вязкость пластовой нефти μ_н, которые определяют фильтрационные свойства пласта. При прочих условиях расстояние, на которое по горизонтали воздействует закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости и уменьшением вязкости нефти.

Охват воздействием пласта, имеющего существенную изменчивость фильтрационных свойств по площади, также зависит от расположения нагнетательных скважин. Из-за разных фильтрационных свойств приемистость нагнетательных скважин различна. Причем на отдельных участках пласта в связи с весьма низкой проницаемостью коллекторов пласта или даже замещением их непроницаемыми породами обеспечить закачку воды вообще не удается. А это приводит к тому, что часть внутренних участков залежи оказывается вне воздействия.

Участки отсутствия коллекторов или участки с низкой проницаемостью, дизъюнктивные нарушения и другие природные экраны, расположенные в зоне отбора, также ограничивают и снижают охват залежи воздействием со стороны нагнетательных скважин. Кроме того, вне процесса вытеснения оказываются локальные участки (так называемые застойные зоны) вдоль границ распространения коллекторов, за добывающими скважинами, хотя именно на них распространяется воздействие от закачки (рис. 32).

 

Рис. 32. Охват процессом вытеснения прерывистого продуктивного пласта

1 – границы распространения коллекторов; зоны пласта: 2 – охваченные процессом вытеснения, 3 – не охваченные процессом вытеснения; скважины: 4 – добывающие, 5 – нагнетательные

 

Эффективным средством повышения охвата воздействием изменчивых и прерывистых пластов являются: очаговое заводнение, перенос нагнетания и создание новых линий разрезания. Сокращение размеров не охваченных вытеснением краевых участков зон залегания возможно за счет более плотной сетки скважин основного фонда, а также правильного размещения резервных скважин.

Величина коэффициента охвата по площади тесно связана с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости. Если это соотношение меньше единицы, т.е. закачка меньше отбора, значит, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или совсем его не испытывают из-за экранирующего влияния действующих, добывающих скважин, расположенных ближе к нагнетательным. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости – одно из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением по площади.

При разработке многопластового эксплуатационного объекта достижение охвата воздействием его объема существенно осложняется. Каждый из пластов, объединенных в эксплуатационный объект, имеет свою, отличающуюся от других картину охвата воздействием. При этом на разных участках в пласте могут совпадать зоны пластов как с существенно различной, так и с примерно одинаковой характеристикой охвата воздействием. Разница в степени охвата разных пластов связана с неравномерностью охвата объекта по мощности. Это также объясняется тем, что в нагнетательных скважинах при совместной перфорации нескольких пластов с существенно различной проницаемостью воду принимают пласты с лучшими фильтрационными свойствами, а с худшими свойствами при совместном освоении воду не принимают. Следует иметь ввиду, что выполняемое из экономических соображений объединение неоднородных пластов для совместной разработки в один эксплуатационный объект всегда объективно приводит к снижению той или иной степени охвата воздействием каждого пласта.

Методика оценки фактического коэффициента охвата воздействием разрабатываемых залежей основана на построении специальных карт охвата. Для однопластового объекта строят одну такую карту, для многопластового объекта требуется несколько карт охвата для каждого пласта. Эти карты строят на определенные даты. Основой для построения карты охвата того или иного пласта служит карта распространения коллекторов этого пласта, на которой нанесены: местоположение нагнетательных, добывающих и контрольных скважин; границы распространения коллекторов разной продуктивности; скважины, в которых перфорирован или работает только один этот пласт. Около каждой скважины наносят всю имеющуюся информацию о работе в ней именно этого пласта – дебит и его динамику, способ эксплуатации, обводненность, пластовое и забойное давление и т. д. Затем начинают геолого-промысловый анализ всей этой информации в комплексе с целью выделения зон пласта, охваченных или неохваченных воздействием.

Большое значение при построении этих карт имеет изучение соотношения объемов закачки и отбора с целью оценки охвата воздействием относительно крупных участков залежи, приуроченных к сравнительно однородному, выдержанному по мощности пласту. Для этого площадь условно разбивают на участки, обслуживаемые определенной группой скважин (или отдельными скважинами). Размеры и количество участков выбирают в зависимости от размещения нагнетательных скважин, их приемистости, дебитов добывающих скважин, с таким расчетом, чтобы показатели работы скважин в пределах каждого участка имели близкие характеристики, но достаточно различались по разным участкам. На каждом участке полезно показать площадь, которую предположительно занимает закачанная вода.

По скважинам каждого из выделенных участков определяют текущие объемы отбора жидкости в пластовых условиях и закачиваемой воды.

Сравнительную оценку охвата пласта воздействием можно получить, сопоставляя темпы добычи из них, текущую и накопленную обеспеченность отбора закачкой.

Изучение динамики пластового давления дает возможность достаточно уверенно судить о характере охвата воздействием участков и пласта в целом, при этом имеется хорошая возможность дифференцировать участки по степени их охвата воздействием.

Рост величины промыслового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке пластового давления ниже давления насыщения, что является признаком отсутствия влияния от закачки воды.

Комплексный анализ всей информации, характеризующий работу данного пласта в скважине, позволяет достаточно уверенно нанести на карту распространение коллекторов границы зон, охваченных воздействием от закачки воды, а в ряде случаев и дифференцировать эти зоны по степени активности процесса.

Значительные трудности представляет количественная оценка фактического охвата многопластового объекта процессом вытеснения. Как правило, в этих условиях из-за различия коллекторских свойств самостоятельных пластов и прослоев, разрабатываемых общим фильтром, воздействие на каждый из них через нагнетательные скважины бывает различным. В наиболее проницаемые пласты будет поступать основная часть закачиваемой воды и, соответственно, подниматься в них пластовое давление. В часть малопроницаемых прослоев вода вообще не поступит, и динамическое давление в них снизится до уровня забойного. В результате этого в добывающих скважинах разные пласты и прослои будут работать по-разному, причем часть из них вообще не будет отдавать нефть. Отсюда следует, что по информации, получаемой из скважины о работе объекта в целом, невозможно судить о работе каждого пласта в отдельности, если они эксплуатируются общим фильтром.

В связи с этим при изучении охвата вытеснением многопластового объекта необходимо использовать всевозможные методы исследования скважин и наблюдения, которые при комплексном использовании дают возможность получить дифференцированную оценку работы пластов в возможно большем количестве скважин, относительно равномерно размещенных по площади объекта.

В настоящее время для определения работы пластов многопластового объекта разработан целый ряд приборов и методов исследования. Причем для получения надежных результатов часто комплексируют замеры разными приборами. В добывающих скважинах обычно применяют методы механической и термокондуктивной дебитометрии, термометрии, плотнометрии, влагометрии, резистивиметрии. В нагнетательных скважинах используют механическую и термокондуктивную расходометрию, термометрию, закачку меченых изотопов. Кроме этих прямых методов, судить о работе пластов многопластового эксплуатационного объекта позволяют данные фотоколориметрии нефти, гидродинамических исследований по взаимодействию скважин, геологопромыслового анализа, детальной корреляции разрезов скважин и т. п. [2].

 

ГЛАВА 20. ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРЕЛЯЦИОННЫХ СВЯЗЕЙ ПРИ ПОДСЧЁТЕ ЗАПАСОВ, ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОМ АНАЛИЗЕ РАЗРАБОТКИ И ОЦЕНКЕ КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ [8]

 

 

Уровень внедрения математики в ту или иную науку является одним из основных показателей её зрелости. «Математизация знания» является характеристикой основного направления роста теоретических представлений в науке и в естествознании в частности.

Выделяются три этапа математизации всякой науки.

Первый – статистическая, чаще всего количественная обработка эмпирических данных, выделение чисто феноменологических корреляций, которые наблюдаются в экспериментах с интересующим нас объектом.

Второй этап – модельный. На этом этапе предпринимаются попытки выделить одни системы объектов в качестве более фундаментальных, а структуры и свойства других уже как-то объяснить, вывести из структуры и свойств этих первых, фундаментальных.

Третий этап математизации знаний – этап относительно полной математической теории изучаемых явлений.

Если оценить уровень математизации геологии в целом и нефтегазопромысловой геологии в частности, то, по-видимому, наиболее правильно считать, что этот уровень соответствует первым двум этапам математизации. При изучении отдельных закономерностей, например взаимосвязей между коллекторскими свойствами продуктивных отложений и показаниями геофизических методов исследования скважин – ГИС, первый этап математизации в основном закончен.

При исследовании же других закономерностей, например многомерных связей текущей и конечной нефтеотдачи с геологическими и технологическими характеристиками залежи, нефтегазопромысловая геология проходит лишь первый этап математизации.

 

Корреляционные связи

 

Классическая математика изучает функциональные связи между двумя, тремя и более величинами. Особенности таких связей рассмотрим на примере связи между двумя величинами. Одну из них обычно принимают за независимую переменную и обозначают «х». Другую рассматривают как зависимую переменную и обозначают «у». Например, у = х² или у = lgх и т. д. Характерная особенность функциональной связи заключается в следующем. Задав какое-то фиксированное значение независимой переменной или аргумента «х», мы получим однозначное определённое значение зависимой переменной или функции «у». Так, задав х = 10, получим для первой связи у = 100, а для второй у = 1. Оба приведённых примера относятся к однозначным функциям или к однозначным функциональным связям. Помимо них имеются и многозначные функции, например обратные тригонометрические функции. В таких функциональных связях одному значению независимой переменной соответствует не одно, а много значений зависимости переменной. Но каждое из этих значений «у» определено однозначно. Итак, для функциональных связей характерно однозначное соответствие между заданным значением независимой переменной и одним или несколькими значениями зависимой переменной.

В теории вероятностей и статистике изучаются связи другого рода. Они называются статистическими, или корреляционными.

Для оценки значимости или существенности корреляционной связи в статистике применяется ряд числовых характеристик. Самая распространённая из них – коэффициент корреляции. Имеются разные варианты коэффициентов корреляции. Парный коэффициент корреляции служит для оценки двумерных корреляционных связей, т. е. связей между двумя случайными величинами. Он будет наиболее эффективен при изучении корреляционных связей в хорошо организованных системах. Два других коэффициента корреляции предусмотрены для плохо организованных систем.

Первый из них – частный коэффициент корреляции. Он характеризует, как и парный коэффициент корреляции, корреляционную связь между двумя величинами, но при этом стабилизируются другие независимые переменные, влияющие на изучаемую связь. Второй – множественный коэффициент корреляции. Он служит для анализа многомерных корреляционных связей. Эти коэффициенты вычисляются по формулам [8].

 

Пример использования методов изучения корреляционных связей в промысловой геологии

 

В качестве объектов исследования были выбраны девонские месторождения Башкирии, Татарии и Республики Коми. В пределах этих месторождений выделены отдельные участки, представляющие собой самостоятельные зоны разработки, которые отличаются друг от друга геологическим строением, системой и плотностью размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также темпами отбора продукции, режимами закачки воды и другими показателями.

Для изучения многомерных корреляционных связей между нефтеотдачей, с одной стороны, и геолого-физическими и технологическими характеристиками залежей, с другой стороны, использовались следующие показатели: коэффициент текущей нефтеотдачи η_тек, удельные запасы нефти в пересчёте на 1 га площади нефтеносности Q/S_н, эффективная мощность Н, гидропроводность kпр Н / μ, вязкость μ, соотношение площадей чисто нефтяных и водонефтяных зон Sн.н. / Sв.н., коэффициент песчанистости К_{песч ,} коэффициент расчленённости К_р, плотность сетки эксплуатационных скважин S, величина компенсации отбора жидкости закачкой воды Q_зак / Q_отб, соотношение эксплуатационных и нагнетательных скважин Nэ / Nн.

Влияние геологических и технологических характеристик залежей на нефтеотдачу изучали применительно к ранней и поздней стадиям разработки, то есть ко времени сорока- и семидесятипроцентного обводнения залежей нефти.

Исследовали несколько различных вариантов многомерных связей коэффициента нефтеотдачи:

а) только с геолого - физическими характеристиками;

б) только с технологическими характеристиками;

в) с теми и другими характеристиками.

Во всех случаях неинформативные характеристики (включение которых в исследуемый набор характеристик не приводило к существенному повышению множественного коэффициента корреляции) из многомерных связей исключались.

Приведём наилучшие варианты каждого из трёх указанных видов корреляционных связей и соответствующие им значения множественных коэффициентов корреляции.

а). обводнённость продукции 40%

 

ln η_тек = -0,92 + 0,42 ln (Q / S_н) + 0,04 ln (S_н.н. / S_в.н.) + 0,04 ln (k_пр H / μ) – 0,88 ln (k_пр)

R = 0,81

 

ln η_тек = 5,02 – 0,31 ln S – 0,84 ln (Q_зак / Q_отб) + 0,04 ln (N_э / N_н)

R = 0,45

 

ln η_тек = 2,8 – 0,2 ln S + 0,32 ln (Q_зак / Q_отб) + 0,3 ln (N_э / N_н) + 0,11 ln (S_н.н. / S_в.н. ) + + 0,21 ln (k_np H / μ) – 0,32 K_p

 

R = 0,875

 

б). обводнённость продукции 70%