Full Text

Введение Одной из важных задач разработки нефтяных месторождений является повышение эффективности процесса вытеснения из пласта нефти нагнетаемой водой [1]. При стационарном режиме разработки залежи в неоднородном пласте движение жидкости становится установившимся, а микро- и макропотоки ее приобретают постоянную форму, что способствует образованию слабодренируемых, застойных и обойденных водой зон [2]. В конечном итоге при увеличении степени неоднородности разрабатываемых объектов резко снижаются полнота охвата пластов заводнением и конечная нефтеотдача [3]. Одним из эффективных методов увеличения полноты охвата пласта заводнением в условиях послойно неоднородных пластов является метод циклической закачки жидкости. Суть метода заключается в том, что для застойных зон путем изменения объемов нагнетания воды в скважины искусственно создается нестационарное давление. При неустановившемся режиме разработки залежи между различными зонами, каналами и потоками жидкости возникают перепады давления, за счет которых может происходить переток жидкости между ними, изменение направления движения и формы потоков. В результате создаются условия для проникновения воды в области пласта, которые ранее не поддавались воздействию, и непрерывного перемещения нефти из застойных зон и каналов в зоны активного дренирования [2, 4]. К достоинствам технологии циклической закачки можно отнести применимость ее в широком диапазоне пластовых давлений и требуемых объемов закачки воды, которые чаще всего ограничиваются лишь мощностью насосного оборудования, и простота ее осуществления [5]. Несмотря на все перечисленные достоинства технологии, в некоторых случаях она оказывается малоэффективной. Эффективность же применения метода зависит от конкретных геолого-физических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов. Исходя из этого целесообразно обосновать оптимальные геолого-технологические условия эффективного применения метода циклической закачки, основываясь на опыте применения данной технологии. В качестве объекта исследования рассматриваются нефтяные месторождения Пермского края, разрабатываемые ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». При этом необходимо отметить, что математическое моделирование нестационарных процессов, возникающих в пласте при упругих изменениях давления, является достаточно сложной задачей и, в общем случае, не имеет математического решения [6, 7]. В большей степени это обусловлено сложностью учета реальной неоднородности пластов коллекторов и анизотропии свойств коллектора. С учетом этого наиболее целесообразной для задач проектирования представляется разработка надежных статистических моделей, более устойчивых к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений [8, 9]. Актуальность проблемы На сегодняшний день поддержание пластового давления (ППД) путем закачки жидкости в пласт осуществляется более чем на 150 объектах нефтяных месторождений Пермского края. Действующими проектными документами на разработку месторождений планируется организация системы ППД еще более чем на 200 объектах. Все объекты имеют различную геолого-физическую характеристику, отличаются системой разработки, при этом, преимущественно, характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью (коэффициент песчанистости изменяется от 0,05 до 1, расчлененности - от 1 до 27). Применение стационарного заводнения не всегда позволяет достичь высоких значений коэффициента вытеснения нефти водой. Между тем анализ разработки эксплуатационных объектов Пермского края с применением метода циклической закачки жидкости в пласт в целом показывает высокую перспективность этого метода. Исходя из этого для региона актуальна задача разработки достоверной статистической модели прогноза эффективности метода нестационарного заводнения в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений. Статистический анализ результатов эксплуатации объектов с циклической закачкой На сегодняшний день система ППД реализуется, или применялась ранее, на 182 эксплуатационных объектах, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». При анализе базы месячных показателей добычи нефти и закачки воды выделен 31 объект, на котором закачка продолжительное время осуществлялась циклически с полупериодом закачки/простоя более 1 мес. Объекты с цикличностью закачки менее 1 мес в статистической обработке не учтены. Соответственно, выборка для статистического анализа состоит из 31 объекта, и последующие результаты статистической обработки можно будет применять только для объектов с интервалом изменения геолого-технологических параметров, соответствующих интервалам в выборке. Сопоставление интервалов изменения геолого-технологических параметров в выборке (на дату начала анализа) и по всем объектам с ППД (по состоянию на 01.01.2014) представлено в табл. 1. Необходимо отметить, что выборка из табл. 1 охватывает не весь диапазон изменения геолого-технологических показателей по объектам с ППД. В дальнейшем результаты статистического анализа можно будет применить только на тех объектах, которые попадают в диапазон выборки по параметрам, в наибольшей степени влияющим на эффективность применения циклической закачки. Таблица 1 Диапазоны изменения геолого-технологических параметров объектов с ППД и циклической закачкой Параметр Диапазон изменения параметров Все объекты с ППД по состоянию на 01.01.2014 Объекты с циклической закачкой на начало закачки Вязкость нефти в пластовых условиях μн, мПа∙с 0,72-87,5 0,72…87,1 Коэффициент расчлененности Kрасч 1,1-26,6 1,63-8,63 Эффективная нефтенасыщенная толщина hэф. н.н, м 0,7-30 1,8-.15,6 Средняя толщина нефтенасыщенного пропластка hн/Kрасч, м 0,22-6,67 0,4-6,53 Начальные извлекаемые запасы нефти НИЗ, тыс. т 23,9-103353 342,4-37711 Начальные геологические запасы нефти НГЗ, тыс. т 77-182313 800-76106 Общий фонд скважин n0 0-311 8-275 Соотношение нагнетательных и добывающих скважин nн/nд 0-1 0,07-0,57 Степень выработки НИЗ η, % 0,86-128,6* 4,3-73,4 Обводненность продукции скважин w, мас. % 0-95,1 9-87,5 Накопленная компенсация ΣK, % 0,2-275 5-275 * - на отдельных объектах не произведен пересчет запасов нефти Технологическая эффективность применения нестационарного заводнения по выделенным объектам определялась по двум методикам: Методика 1 предполагает построение характеристики вытеснения (ХВ) Максимова в модернизированных координатах, по характеру отдельных участков которой делается вывод об эффективности воздействия[5]. Методика 2 предполагает построение графика зависимости удельного дебита скважин по нефти (годовая добыча нефти, приходящаяся на одну скважину общего фонда) от накопленной добычи нефти (при расчетах заменена на текущий КИН) и анализ динамики удельного дебита в рассматриваемых координатах согласно рекомендациям Лысенко [10]. При применении методики 1 строится график зависимости текущего КИН от натурального логарифма накопленной добычи воды, отнесенной к НГЗ, приведенным к пластовым условиям в объемных единицах (ln(∑Qв/[НГЗ]V,пл)). Более крутой наклон графика к оси абсцисс, тангенс которого соответствует отношению ΔКИН/Δln(∑Qв/[НГЗ]V,пл), свидетельствует о более благоприятном процессе вытеснения. Циклическое заводнение при использовании методики 2 считается эффективным либо в случае уменьшения угла наклона βцикл удельного дебита скважин по нефти к оси абсцисс, либо при росте данного показателя. Однако математической обработке при использовании методики 2 поддаются только случаи с уменьшением угла снижения удельного дебита скважин по нефти, исходя из чего при ее использовании рассмотрены только те эксплуатационные объекты, для которых циклической закачке предшествовал период со снижающимся удельным дебитом скважин по нефти. В результате количество объектов при статистическом анализе по методике 2 сократилось до n = 21. В классическом виде ХВ Максимова строится в координатах зависимости накопленной добычи нефти от натурального логарифма накопленной добычи воды. Согласно рекомендациям Лысенко строится график зависимости удельного дебита скважин по нефти от накопленной добычи нефти. Однако при таком построении не учитываются размеры залежи, характеризующиеся величиной НГЗ. С целью исключения влияния размеров залежи на показатели добычи нефти все накопленные показатели в методиках отнесены к величине НГЗ по объектам. С целью исключения влияния геолого-технических мероприятий (ГТМ) на результаты расчета технологической эффективности циклического заводнения по обеим методикам из общей годовой добычи нефти по объектам вычтена дополнительная добыча нефти от ГТМ. При расчете технологической эффективности нестационарного заводнения по обеим методикам получены следующие средние результаты: Методика 1 tgaдо = 8,52 ± 11,93 - для периода стационарного заводнения, предшествующего нестационарному этапу; tgaцикл = 10,56 ± 18,88 - для периода нестационарного заводнения. Методика 2 bдо = -78,16 ± 37,95 - для периода стационарного заводнения, предшествующего нестационарному этапу; bцикл = -39,85 ± 75,02 - для периода нестационарного заводнения. В целом большой разброс величин tga и b для разных эксплуатационных объектов (от 1 до 110 по ХВ Максимова и от -89,8 до +89,8 по методике Лысенко) при условии, что рассчитанные стандартные отклонения, характеризующие дисперсию результатов, значительно превышают его величину, предопределяет целесообразность использования для оценки технологического эффекта следующего статистического подхода. Для всех эксплуатационных объектов рассчитывались прирост тангенса угла наклона по сравнению с предыдущим периодом при анализе ХВ Максимова в модернизированных координатах и относительный прирост угла снижения удельного дебита скважин по нефти по сравнению с предыдущим периодом по методике 2, связанный со сменой режима закачки воды. Для исключения влияния на результаты статистического анализа аномально высоких положительных и отрицательных эффектов от применения циклического воздействия в статистическом анализе максимальная оценка прироста δ и γ ограничивалась величиной ±0,50 д.е. (±50 %). С учетом этого средние величины приростов по методикам Максимова и Лысенко имеют следующие значения: δ = 0,160 ± 0,324 при n = 31, γ = 0,128 ± 0,223 при n = 21. Таким образом, по обеим методикам при сравнении абсолютных значений тангенса угла наклона ХВ Максимова и угла снижения удельного дебита скважин по нефти и относительных изменений указанных величин при переходе со стационарного заводнения на циклическую закачку жидкости в среднем установлено наличие технологического эффекта. С целью выявления оптимальных условий применения циклической закачки рассмотрены следующие геолого-технологические показатели: величина НИЗ, общий фонд скважин, вязкость нефти в пластовых условиях μн, тип коллектора, коэффициент расчлененности Kрасч, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина hн, средняя толщина нефтенасыщенного пропластка hн/Kрасч, степень выработки НИЗ η, обводненность скважинной продукции w, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой ∑K, соотношение нагнетательных и добывающих скважин, амплитуда циклической закачки по компенсации и вид циклической закачки (с ограничением или прекращением закачки). По каждому показателю выделены диапазоны его изменения, по которым произведен расчет среднего значения относительно прироста тангенса угла наклона по методике 1 и угла снижения удельного дебита скважин по нефти по методике 2. Результаты расчета представлены в табл. 2. При анализе представленной таблицы можно отметить, что вне зависимости от величин НИЗ и фонда скважин технологические эффекты при расчете по методикам достаточно близки, т.е. статистически не установлено влияние крупности эксплуатационных объектов на эффективность нестационарного заводнения. При переходе со стационарного заводнения на циклическую закачку эффект при расчете по обеим методикам в большей степени наблюдается для высоковязких нефтей. Для них средние значения относительных приростов δ и γ составляют соответственно 27 и 35 %. При оценке влияния типа литологии коллектора на эффективность внедрения циклических методов установлен значительно больший технологический эффект для карбонатных коллекторов - 0,27 и 0,22 при расчете по методикам 1 и 2 соответственно против 0,05 - для терригенных по обеим методикам. Установленные различия в эффективности нестационарного заводнения для карбонатных и терригенных коллекторов по методике 1 хорошо объяснимы влиянием расчлененности Kрасч, которая для карбонатных коллекторов обычно существенно выше. При Kрасч > 5 эффект от перехода на циклическую закачку возрастает. Таблица 2 Распределение относительных приростов от циклического заводнения по методикам Параметр Диапазон изменения параметра По ХВ Максимова По методике лысенко δ, д.ед. Кол-во объектов γ, д.ед. Кол-во объектов НИЗ, млн т НИЗ < 1 +0,19 n = 7 +0,1 n = 4 1 < НИЗ < 5 +0,19 n = 14 +0,24 n = 9 НИЗ > 5 +0,10 n = 11 +0,02 n = 8 Эксплуатационный фонд n0 n0 ≤ 30 +0,13 n = 12 +0,07 n = 7 30 < n0 ≤ 60 +0,10 n = 5 +0,17 n = 3 60 < n0 ≤ 100 +0,20 n = 6 +0,22 n = 5 n0 > 100 +0,20 n = 9 +0,1 n = 6 Вязкость пластовой нефти µ, мПа·с µ ≤ 7 +0,09 n = 16 -0,00 n = 11 7 < µ ≤ 30 +0,11 n = 5 +0,15 n = 4 µ > 30 +0,27 n = 11 +0,35 n = 6 Тип коллектора карбонатный +0,27 n = 16 +0,22 n = 10 терригенный +0,05 n = 16 +0,05 n = 11 Расчлененность Kрасч Красч ≤ 3 +0,11 n = 14 +0,05 n = 9 3 < Красч ≤ 5 +0,10 n = 7 +0,26 n = 4 Красч > 5 +0,25 n = 11 +0,16 n = 8 Нефтенасыщенная толщина hн, м hн ≤ 4 +0,17 n = 12 +0,05 n = 6 4 < hн ≤ 7 +0,33 n = 12 +0,25 n = 9 hн > 7 -0,11 n = 15 +0,02 n = 6 Средняя толщина коллектора hн/Kрасч, м hн/Kрасч ≤ 1 м +0,37 n = 9 +0,40 n = 4 1 < hн/Kрасч ≤ 1,5 +0,21 n = 13 +0,09 n = 11 1,5 < hн/Kрасч ≤ 2 м -0,15 n = 5 +0,03 n = 4 hн/Kрасч > 2 -0,03 n = 5 -0,01 n = 2 Степень выработки НИЗ, % (%низ) %низ ≤ 20 +0,24 n = 11 +0,38 n = 4 20 < %низ ≤ 50 +0,16 n = 11 +0,12 n = 10 50 < %низ ≤ 75 +0,06 n = 10 -0,01 n = 7 Обводненность w, % w ≤ 30 -0,03 n = 9 +0,2 n = 5 30 < w ≤ 50 +0,19 n = 9 +0,11 n = 6 50< w ≤ 70 +0,29 n = 9 +0,22 n = 5 w > 70 +0,22 n = 5 -0,03 n = 5 Накопленная компенсация ΣK, % ΣK ≤ 80 % +0,02 n = 8 +0,33 n = 5 80 < ΣK ≤ 120 % +0,24 n = 9 +0,06 n = 7 ΣK > 120 % +0,18 n = 15 +0,07 n = 9 Соотношение нагнетательных и добывающих скважин nн/nд nн/nд ≤ 0,2 +0,12 n = 10 +0,13 n = 4 0,2 < nн/nд ≤ 0,3 +0,06 n = 9 +0,18 n = 6 0,3 < nн/nд ≤ 0,4 +0,29 n = 10 +0,07 n = 7 nн/nд > 0,4 +0,15 n = 3 +0,15 n = 4 Тип циклической закачки С ограничением +0,16 n = 19 +0,06 n = 14 С прекращением +0,21 n = 12 +0,26 n = 7 Амплитуда по компенсации А, % А ≤ 100 % +0,17 n = 16 +0,08 n = 9 100 < А ≤ 200 % +0,02 n = 7 +0,13 n = 7 А > 200 % +0,32 n = 8 +0,21 n = 5 Также отмечается наличие эффекта для объектов с эффективной нефтенасыщенной толщиной менее 7 м. По методике 2 связи между расчлененностью и эффективной нефтенасыщенной толщиной с относительным приростом технологического эффекта не установлено. Положительное влияние на эффективность циклического заводнения высоких значений Kрасч и отрицательное влияние увеличения hн более 7 м подтверждают известный вывод об эффективности циклической закачки для залежей с высокой расчлененностью разреза [11, 12]. Вместе с тем установлено, что наиболее достоверно неоднородность залежи по разрезу характеризует показатель средней толщины пропластка (единичного пласта коллектора), который для продуктивной части эксплуатационного объекта может быть рассчитан как отношение hн/Kрасч. По мере роста значений hн/Kрасч эффект от нестационарного заводнения закономерно затухает. Для наиболее прерывистых коллекторов (hн/Kрасч < 1 м) прирост δ и γ максимален и составляет 37 и 40 % соответственно по методикам 1 и 2. При увеличении толщины пропластков значения для показателей δ и γ закономерно снижаются. По мере увеличения выработки запасов на момент внедрения нестационарного заводнения отмечается закономерное снижение эффективности технологии по обеим методикам, что объясняется большими отборами воды на поздних стадиях разработки объекта, и, как следствие, снижение дополнительной добычи в общем объеме накопленной добычи нефти. Несмотря на характерную для начала разработки объекта низкую обводненность, при расчете по методике 1 отмечается снижение эффективности циклической закачки в этот период. Это в некоторой степени объясняется тем, что при обводненности продукции менее 30-40 % достоверность расчетов по ХВ Максимова значительно снижается. При расчете по методике 2 эффект от внедрения нестационарного заводнения снижается при высокой обводненности скважинной продукции. Отмечается несовпадение по методикам расчета эффективности при градациях по накопленной компенсации: по методике 1 наименее эффективна циклическая закачка при накопленной компенсации до 80 % (δ = 0,02), по методике 2 - при накопленной компенсации более 80 % (γ = 0,07). Это объясняется разным технологическим эффектом при расчете по методикам. Технологический эффект от внедрения нестационарного заводнения может быть получен как за счет снижения обводненности продукции скважин, так и за счет повышения темпов разработки залежей с сокращением сроков ее разработки [11, 13, 14]. По методике 1 технологический эффект включает в себя дополнительную добычу нефти и снижение обводненности, причем с ростом фактической обводненности скважинной продукции доля эффекта со снижением объема воды в общем объеме добычи жидкости возрастает, и, как следствие, отмечается наличие технологического эффекта при более высокой накопленной компенсации. По методике 2 технологический эффект от циклической закачки определяется только дополнительной добычей нефти, и, как следствие, сокращением срока разработки залежи. В результате, ввиду того, что более высокие значения накопленной компенсации характерны для более поздних стадий разработки и более высокой обводненности продукции, для методики 2 отмечаются более низкие значения технологического эффекта. При анализе влияния соотношения нагнетательных и добывающих скважин можно отметить, что по методике 1 установлен значимый эффект от применения циклической закачки при значении показателя более чем 3 к 10, по методике 2 статистически не установлено влияние данного показателя на эффективность технологии. При анализе характеристик циклической закачки (тип закачки и амплитуда по компенсации) сделан вывод, что полученные статистические результаты не позволяют сделать общие выводы о предпочтительности рассмотренных технологий. На следующем этапе по каждому рассмотренному геолого-технологическому показателю проведено статистическое сравнение величин в пределах следующих классов: - с приростом менее 3 % (в том числе снижение характеристики) - 10 объектов по методике Максимова и 9 объектов по методике Лысенко; - с приростом более 3 % - 21 объект по методике Максимова и 12 объектов по методике Лысенко. Значимые статистические различия в классах эксплуатационных объектов с наличием и отсутствием технологического эффекта для обеих методик установлены для показателей μн, η, hн/Kрасч, ∑K, для ХВ Максимова - также для показателя w. С целью установления комплексного влияния информативных показателей на эффективность циклической закачки применен линейный дискриминантный анализ (ЛДА). В результате получены линейные дискриминантные функции (ЛДФ), применимые в диапазоне изменения показателей согласно табл. 1, которые разделяют объекты на классы по наличию технологического эффекта от циклической закачки жидкости: - для методики 1 при R = 0,50; - для методики 2 при R = 0,69. Необходимо отметить, что знаки (плюс/минус) в коэффициентах при показателях ЛДФ не противоречат их физическому смыслу. В целом при применении метода ЛДА верно распознаются 7 из 10 объектов (70 %) без технологического эффекта и 17 из 21 (81 %) с технологическим эффектом по методике 1; по методике 2 - все 9 объектов (100 %) без технологического эффекта и 9 из 12 (75 %) - с технологическим эффектом. Объекты, неверно распознанные ЛДФ как малоперспективные, имеют невысокие приросты δ и γ от 3,6 до 10,4 %. Для перехода к вероятностным оценкам эффективности циклической закачки жидкости построены графики зависимости вероятности получения положительного технологического эффекта от расчетных характеристик Z1 и Z2 (рисунок). а б Рис. Вероятностная оценка наличия технологического эффекта циклической закачки от расчетных ЛДФ: а - по методике Максимова; б - по методике Лысенко С использованием представленных графиков по результатам расчета ЛДФ по обеим методикам определяются вероятности получения положительного технологического эффекта при применении циклической закачки жидкости в пласт в данных геолого-технологических условиях эксплуатации объекта. Окончательный вывод о перспективности применения нестационарного заводнения в конкретных геолого-технологических условиях делается по осредненной величине вероятности получения положительного технологического эффекта P(Z). Заключение Полученные вероятностные модели применены для прогноза эффективности реализации циклической закачки на эксплуатационных объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», для которых в настоящее время реализовано стационарное заводнение (за исключением объектов, на которых ранее осуществлялась циклическая закачка). По результатам расчета технологической эффективности применения циклической закачки жидкости в пласт на нефтяных объектах, эксплуатируемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по двум вариантам, предполагающим построение ХВ Максимова и графика изменения удельного дебита скважин по нефти (методика Лысенко), выделены параметры, в наибольшей степени влияющие на эффективность указанного метода повышения нефтеотдачи пластов. На основании полученных результатов с использованием метода линейного дискриминантного анализа по обоим вариантам получены статистические модели прогноза эффективности метода нестационарного заводнения в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений. В результате из 73 проанализированных в работе эксплуатационных объектов к высокоперспективным и перспективным отнесены 52 залежи с P(Z) более 0,6. На основе вероятностных оценок P(Z) проведено ранжирование объектов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по перспективам реализации на них метода циклической закачки жидкости в пласт.

About the authors

Gennadiy Nikolaevich Chumakov

Author for correspondence.
Email: chumakovgena@yandex.ru
614990, г. Пермь, ул. Ленина, 62

ведущий инженер отдела эксплуатации геологических и гидродинамических моделей ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

References

Statistics

Views

Abstract - 173

PDF (Russian) - 75

Refbacks

• There are currently no refbacks.