Full Text

Введение На сегодняшний день большое количество месторождений, в частности месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находятся на заключительных стадиях разработки, характеризующихся высоким процентом обводненности продукции. Аналогичные проблемы существуют у компаний-недропользователей по всему миру: из-за поступления избыточной воды в скважину невыработанные запасы оказываются не вовлеченными в разработку, что сказывается на недостижении проектного коэффициента извлечения нефти, а затраты на ее добычу, подготовку и утилизацию сильно возрастают. Причины появления избыточной воды в каждой отдельной скважине могут быть разнообразны, как и способы их устранения, однако универсальным вариантом решения является проведение водоизоляционных работ [1]. Визейский объект одного из месторождений Пермского края является перспективным для планирования водоизоляционных работ, поскольку на него приходится значительный объем остаточных извлекаемых запасов, а средняя обводненность продукции скважин достигла 93 %. Такое значение обводненности отрицательно отражается на рентабельности добычи нефти и на выработке запасов (рис. 1). Таким образом, для того чтобы повысить экономическую эффективность разработки визейского объекта рассматриваемого месторождения, необходимо проведение большого количества мероприятий по изоляции водопритоков. Эффект от данных мероприятий напрямую зависит от рационального выбора скважин-кандидатов и правильного определения их источника обводнения [2-7]. В данной статье показано использование вероятностно-статистических методов для определения источников обводнения скважин-кандидатов визейского объекта одного из месторождений Пермского края. Использование данных методов для решения аналогичных задач показано в работах [8-11] Рис. 1. Динамика обводненности и отбора от начальных извлекаемых запасов для визейского объекта месторождения Пермского края и зачастую может быть единственно возможным по причине отсутствия соответствующих исследований скважин-кандидатов. Для проведения анализа выбраны следующие переменные: проницаемость, пористость, расчлененность, песчанистость, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вязкость нефти, пластовое давление, мощность пласта и интервала водопритока, расстояние от нижних отверстий перфорации до водонефтяного контакта (ВНК), текущая плотность попутно-добываемой воды. Классификация источников обводнения добывающих скважин Источники обводнения определяются геологическим строением нефтяной залежи и техническим состоянием скважины. Неудовлетворительное техническое состояние является причиной появления в скважине чуждых вод, к которым относятся воды верхних и нижних по отношению к продуктивному пласту горизонтов, не имеющих в естественных условиях гидродинамической связи с продуктивным пластом. Поступление чуждой воды в добывающие скважины может иметь место в случаях негерметичного цементного кольца путем появления заколонной циркуляции и при негерметичных эксплуатационных колоннах в интервалах с водонасыщенными породами. Заколонная циркуляция проявляется вследствие некачественного цементирования эксплуатационной колонны либо нарушения герметичности цементного кольца в ходе эксплуатации скважины [2, 4-6] при фильтрации по цементному камню, контактам «цемент - порода», «цемент - колонна» и постепенному разливу водопроводящих каналов под действием перепадов давления между водо- и нефтенасыщенными пластами. Потеря герметичности эксплуатационной колонны может быть связана с коррозией труб в агрессивных средах, механическими дефектами при спуско-подъемных операциях и повреждениями при проведении технологических операций с повышенными давлениями. Данный тип обводнения является одним из наиболее распространенных на поздней стадии разработки залежей нефти (рис. 2) [2, 4-7]. Причины обводнения второй группы связаны с геологическим строением нефтяной залежи, когда избыточная вода поступает в добывающие скважины по продуктивным пластам [5]. Геологические причины обводнения скважин в процессе разработки месторождений изучались многими исследователями [2, 6, 12-16 и др.]. Выявлено, что основной причиной преждевременного обводнения добывающих скважин при неполной выработке запасов является неоднородность пластов по проницаемости. Рис. 2. Классификация технических причин обводнения скважин Рис. 3. Классификация геологических причин обводнения скважин Для классификации геологических причин обводнения выделены пять базовых ситуаций поступления избыточной воды к забою добывающей скважины: подъем водонефтяного контакта к интервалу вскрытия пласта, конусообразование, прорыв воды по продуктивному пласту, трещиноватость или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами, трещиноватость или разломы, связывающие нефтяной и водяной пласты (рис. 3). Анализ разделения скважин по источникам обводнения С 2000 по 2016 г. на визейском объекте рассматриваемого месторождения на 50 добывающих скважинах проведены мероприятия по изоляции водопритоков различными составами. На основании геофизических и гидродинамических исследований скважин, с использованием химико-аналитических и графоаналитических методов до проведения водоизоляционных работ определены их источники обводнения [17-25]: 1) прорыв по продуктивному пласту нагнетаемой воды; 2) прорыв по продуктивному пласту законтурной воды; 3) конусообразование; 4) заколонная циркуляция; 5) негерметичность эксплуатационной колонны. Для предварительного анализа выборки на рис. 4 представлена гистограмма распределения Рис. 4. Распределение источников обводнения скважин на визейском объекте месторождения Пермского края источников обводнения добывающих скважин с проведенными водоизоляционными работами. Максимальное количество скважин соответствует прорывам законтурных и нагнетаемых вод по продуктивному пласту: 34 и 54 % соответственно. Поскольку данные группы скважин составляют статистически значимые выборки, принято решение использовать для дальнейшего анализа: - группу скважин 1 - прорыв нагнетаемой воды; - группу скважин 2 - прорыв законтурной воды. Для анализа средних значений независимых переменных двух групп источников обводнения скважин использован t-критерий Стьюдента [26-28] (табл. 1). Таблица 1 Значения t-критерия Стьюдента для геолого-технологических параметров Параметр Среднее Значение критерия Стьюдента Уровень значимости Количество наблюдений Стандартное отклонение группа 1 группа 2 группа 1 группа 2 группа 1 группа 2 Толщина интервала водопритока, м 13,45 9,91 2,62 0,01 27 17 5,13 2,67 Проницаемость, мкм2 286,22 285,09 0,02 0,99 27 17 227,61 245,67 Пористость, % 19,03 17,88 1,07 0,29 27 17 3,29 3,76 Расчлененность, ед. 5,37 5,59 -0,23 0,82 27 17 2,29 3,97 Песчанистость, доли ед. 0,35 0,31 1,39 0,17 27 17 0,09 0,09 Эффективная нефтенасыщенная толщина, м 13,23 12,34 0,53 0,60 27 17 5,10 5,87 Текущее пластовое давление, МПа 13,33 13,09 0,58 0,56 27 17 1,56 0,88 Толщина пласта, м 29,00 9,19 6,00 0,00 27 17 13,41 2,41 Текущая плотность воды, г/см3 1,07 1,11 -0,87 0,39 27 17 0,21 0,02 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с 37,12 40,39 -1,19 0,24 27 17 0,26 14,34 Расстояние от нижнего перфо-рационного отверстия до ВНК, м 24,29 13,41 3,19 0,00 27 17 12,72 7,44 Примечание: красным шрифтом обозначены статистически значимые параметры. Среди анализируемых параметров статистически значимыми являются расстояние от нижнего перфорационного отверстия до ВНК, толщина пласта и толщина интервала водопритока. Следовательно, добывающие скважины, обводнение которых происходит по причине прорыва к забою законтурных вод, характеризуются меньшим значением расстояния от нижнего перфорационного отверстия до ВНК, толщин пласта и интервала водопритока. Разность между начальной и текущей плотностью воды, напротив, не является статистически значимым параметром, поскольку на исследуемом объекте заводнение осуществляется подтоварной водой. Дискриминантный анализ источников обводнения Дискриминантный анализ является одним из наиболее широко используемых в статистике многомерных методов. Его цель состоит в том, чтобы на основе измерения различных характеристик объекта классифицировать его - отнести к одной из нескольких заданных групп некоторым оптимальным образом [29]. На визейском объекте месторождения Пермского края выявлены два наиболее часто встречающихся источника обводнения: прорыв нагнетаемой воды и прорыв законтурной воды, которые объединены в группы скважин 1 и 2 соответственно. Группу 3 составляют 19 скважин-кандидатов, подобранных для проведения водоизоляционных работ. В данном случае применение дискриминантного анализа позволит отнести каждую скважину-кандидата к одному из двух определенных источников обводнения, что в дальнейшем будет способствовать эффективному выбору водоизоляционной технологии [12, 30]. Таблица 2 Итоговая таблица анализа данных Параметр Лямбда Уилкса Частная лямбда Толерантность Толщина интервала водопритока, м 0,32 0,99 0,72 Проницаемость, мкм2 0,34 0,93 0,90 Пористость, % 0,34 0,92 0,72 Расчлененность, ед 0,33 0,95 0,37 Песчанистость, доли ед. 0,32 0,97 0,21 Эффективная нефтенасыщенная толщина, м 0,33 0,96 0,16 Текущее пластовое давление, МПа 0,32 0,97 0,84 Толщина пласта, м 0,49 0,65 0,75 Текущая плотность воды, г/см3 0,33 0,95 0,84 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с 0,36 0,88 0,57 Расстояние от нижнего перфорационного отверстия до ВНК, м 0,42 0,75 0,78 В данной работе дискриминантный анализ проведен с использованием модуля Discriminant Analysis программы Statistica 10. Модели, реализованные в модуле, являются линейными, а функции классификации и дискриминантные функции - линейными комбинациями наблюдаемых величин [29]. При проведении дискриминантного анализа получены следующие результаты: значение лямбды Уилкса составляет 0,31; приближенное значение F-статистики с числом степеней свободы 22 и 94 составляет 3,32; p-уровень значимости F-критерия - менее 0,00001 (табл. 2). В первом столбце табл. 2 приведены значения лямбды Уилкса, являющиеся результатом исключения соответствующей переменной из модели [29]. Максимальные значения лямбды Уилкса приурочены к параметрам «толщина пласта» и «расстояние от нижнего перфорационного отверстия до ВНК», следовательно, присутствие данных переменных в процедуре дискриминации наиболее желательно. Значения частной лямбды во втором столбце табл. 2 есть отношение лямбды Уилкса после добавления соответствующей переменной к лямбде Уилкса до добавления этой переменной. Частная лямбда характеризует единичный вклад соответствующей переменной в разделительную силу модели [29]. Минимальные значения частной лямбды также приурочены к параметрам «толщина пласта» и «расстояние от нижнего перфорационного отверстия до ВНК», что свидетельствует об их наибольшем вкладе в общую дискриминацию. Толерантность определяется как (R2 - 1), где R2 - это коэффициент множественной корреляции данной переменной со всеми другими переменными в модели. Как видно из табл. 2, все переменные с большими значениями толерантности от 0,15 до 0,84 успешно включены в модель. Для получения дальнейших результатов о дискриминации групп скважин с различными источниками обводнения проведен канонический анализ. По данным, характеризующим геологический разрез исследуемых скважин, свойства добываемых флюидов, конструктивные особенности и эксплуатацию скважин, построены следующие линейные дискриминантные функции. Функции классификации для групп 1, 2 имеют следующий вид: Z1 (прорыв нагнетаемой воды) = 0,577∙Нв - - 0,001∙Kпр + 3,285∙Kп - 0,329∙Kрасч + 85,731∙Kпесч - - 1,456∙Нн.н + 5,682∙Рпл + 0,572∙Hп + 56,784∙ρж + + 0,859∙μн + 0,383∙Hвнк - 137,88; Z2 (прорыв закачиваемой воды) = 0,559∙Нв - - 0,001∙Kпр + 3,303∙Кп - 0,227∙Kрасч + 72,739∙Kпесч - - 1,262∙Нн.н + 5,35∙Рпл + 0,373∙Hп + 58,464∙ρж + + 0,698∙μн + 0,252∙Hвнк - 117,053. Рис. 5. Диаграмма рассеяния канонических значений для пар значений дискриминантных функций 1 и 2 При этом Нв - толщина интервала водопритока, м; Kпр - коэффициент проницаемости, мкм2; Кп - коэффициент пористости, доли ед.; Kрасч - коэффициент расчлененности, ед.; Kпесч - коэффициент песчанистости, доли ед.; Нн.н - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Рпл - пластовое давление, МПа; Нп - толщина пласта, м; ρж - плотность попутно-добываемой воды, г/см3; μн - вязкость нефти, мПа∙с; Нвнк - расстояние от нижнего перфорационного отверстия до ВНК, м. В скважинах-кандидатах за толщину интервала водопритока принята мощность интервала перфорации. По данным функциям вычислены значения Z1 и Z2, которые для групп скважин с различными источниками обводнения приведены на рис. 5. Из рис. 5 видно, что значения Z1 и Z2 достаточно хорошо разделяются в пределах изучаемых групп скважин 1 и 2. Таблица 3 Значения апостериорных вероятностей № скважины-кандидата Группа скважин 1. Источник обводнения - прорыв нагнетаемой воды Группа скважин 2. Источник обводнения - прорыв законтурной воды 2116 0,031401 0,004083 1122 0,433929 0,005930 1131 0,790184 0,002493 1177 0,018527 0,002342 2118 0,536394 0,000225 2133 0,132852 0,016871 352 0,007677 0,002995 1006 0,291668 0,273645 328 0,007108 0,003815 398 0,153802 0,089836 411 0,169116 0,002178 637 0,924416 0,012653 680 0,227218 0,637236 1005 0,070747 0,792262 1032 0,348190 0,120381 1104 0,700988 0,010679 1120 0,102971 0,818458 1141 0,453209 0,003616 1181 0,033595 0,750752 Примечание: красным шрифтом обозначены значения апостериорных вероятностей больше 0,5. В заключении дискриминантного анализа получена таблица значений апостериорных вероятностей, т.е. принадлежности источника обводнения скважин-кандидатов к одной из двух групп (табл. 3). Выявлено, что из 19 скважин-кандидатов для водоизоляционных работ 4 обводняются за счет прорывов нагнетаемой воды по продуктивному пласту, 4 скважины - за счет законтурной воды; 11 оставшихся скважин-кандидатов, вероятнее всего, имеют другой источник обводнения. Выводы 1. Рассмотрены источники обводнения скважин визейского объекта одного из месторождений Пермского края. Максимальное количество скважин приурочено к двум источникам обводнения: прорыв по продуктивному пласту нагнетаемой (группа 1) или законтурной (группа 2) воды. 2. Для анализа средних значений геолого-технологических параметров двух групп скважин, полученных по промысловым данным, использован t-критерий Стьюдента. Выявлено, что добывающие скважины, обводнение которых происходит по причине прорыва к забою законтурных вод, характеризуются меньшим значением расстояния от нижнего перфорационного отверстия до ВНК, толщин пласта и интервала водопритока. 3. Проведен дискриминантный анализ, позволивший определить вероятности отнесения каждой из 19 скважин-кандидатов к 1-й и 2-й группам скважин с различными источниками обводнения.

About the authors

Darya A. Kudryashova

Author for correspondence.
Email: kudryashovada@mail.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

3rd year PhD student at the Department of Oil and Gas Geology

References

Statistics

Views

Abstract - 402

PDF (Russian) - 97

PDF (English) - 59

Refbacks

• There are currently no refbacks.