USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,90 −0,07%
понедельник 23 октября 07:16

Наука и технологии // Добыча и переработка

Методы определения ВНК с целью подсчета остаточных запасов нефти

21 декабря 2014 г., 17:11А. Николайчик ГГУ им. Ф. СкориныNeftegaz.RU1084

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр [1].

В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в 1ю очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геологопромысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам [2].

К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них жидкостей и др. К числу основных технологических факторов, влияющих на показатели заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся: параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, условия разработки смежных пластов, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах [1].

Обработка данных наблюдений за заводнением залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на разные даты разработки, в том числе и на дату анализа разработки. Зная положение ВНК, можно установить текущее положение контура нефтеносности и объем промытой части пласта [3]. Для определения текущего ВНК автором применен 1 из косвенных методов, а именно метод определения начала обводнения эксплуатационной скважины. Суть метода заключается в том, что в момент начала обводнения эксплуатационной скважины положение ВНК принимается на абсолютной отметке нижней дыры фильтра. Здесь обязательным условием является обводнение пласта с подошвы и постепенный подъем ВНК, а также отсутствие процесса конусообразования. Для расчета текущего значения ВНК были использованы данные МЭРа, ПГИ и ручных проб.

Составив таблицы данных по каждому из представленных методов, автор рассчитала среднюю скорость подъема ВНК за определенное количество месяцев (с начала закачки и с начала разработки), а также высоту подъема (с начала закачки и с начала разработки) ВНК [3].


Расхождения в высоте подъема ВНК по данным МЭРа и ручных проб объясняются тем, что при изучении количества содержания солей по всем скважинам месторождения от начала их эксплуатации до появления воды, можно судить о 1х признаках появления воды в продукции, которые в МЭРе не отображаются, поскольку МЭР представляет собой отчет о работе скважины без представления информации о добыче, закачке, дебите и других параметрах работы скважины. Однако значения высоты подъма ВНК будем считать приближенно равными, поскольку существуют погрешности, которые могут влиять на результаты данных методов. Так, при закачке жидкости в скважину, при недостаточном установлении статического режима могут «выбиваться» некоторые значения, которые ошибочно можно принять за 1е признаки появления воды.

Анализ таблицы ВНК по данным ПГИ с 2003 по 2013 гг позволил выявить динамику изменения ВНК по месяцам и по годам эксплуатируемых скважин месторождения. Геофизические исследования проводились согласно плану промысловогеофизических исследований (1 раз/год). По данным проведенного анализа подъема ВНК согласно данным МЭРа (даты прихода воды к нижним дырам перфорации) и ПГИ с 2003 г был построен график времени прихода воды к интервалам в скважинах (рис. 1).

Данный график позволяет нам проследить зависимость между ежегодной добычей нефти и обводненностью (появлением воды), также определить графическим способом абсолютную отметку ВНК [3]. Тенденция «отставания» расчетного ВНК от ВНК по данным ПГИ связана с усреднением математических данных за весь период разработки, а также с тем, что расчетные данные не отображают увеличение скорости подъема ВНК за счет уменьшения площади нефтеносности залежи в процессе разработки. Проведя исследования текущего ВНК 3 способами, автор получила абсолютные отметки ВНК, которые разнятся между собой.


Рис. 1. Распределение запасов по глубине залегания елецко-задонской залежи

Для анализа добывных возможностей залежи построен график распределения запасов нефти по глубине и проведен их расчет в зависимости от положения абсолютной отметки ВНК (рис. 2). В связи с чем возникла необходимость в пересмотре коэффициента нефтеизвлечения для елецко-задонской залежи и уточнении начальных извлекаемых запасов нефти. На основании данной работы получена новая величина начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти.


Рис. 2. Распределение запасов по глубине залегания елецко-задонской залежи

Подводя итоги проделанной работы, можно сказать, что получив 3 совершенно разных значения остаточных извлекаемых запасов, можно прийти к выводу, что по рассчитанным значениям остаточных запасов данное месторождение обладает запасами большими, чем рассчитанные в проекте разработки и требует пересчета коэффициента нефтеизвлечения.

Выбор наиболее достоверного метода определения текущего ВНК достаточно проблематичен, поскольку значения текущего ВНК по данным ПГИ и МЭРа имеют недостатки. Так, значения текущего ВНК по данным ПГИ связаны с усреднением математических данных и не с отображением появления воды в скважине, в то время как данные МЭРа не отображают увеличение скорости подъема ВНК за счет уменьшения площади нефтеносности залежи в процессе разработки [3]. В данной статье не указывается месторождение, по которому проводились исследования и численные значения, поскольку информация является засекреченной предприятием, на котором автор проходила производственную практику.


Список литературы

1. Нефтепромысловая геология: учебник для ВУЗов / М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. 414 с.

2. Нефтегазопромысловая геология и гидрогология залежей углеводородов: учебник для ВУЗов / И.П. Чоловский, М.М. Иванова, И.С. Гутамн, С.Б. Вагин, Ю.И. Брагин. М.: Высшее образование, 2002. 367 с.

3. Отчет по преддипломной практике студентки 5 курса Николайчик А.П.


Neftegaz.RU context