48

Введение

На различных стадиях комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о свойствах пласта и флюидов, условиях работы скважин следует применять различные по степени сложности и точности методы расчетов технологических показателей разработки при заводнении [1].

Чтобы надёжно прогнозировать обводнённость добываемой из залежи продукции, определять коэффициент нефтеотдачи пластов, а также намечать мероприятия по регулированию процесса разработки и оценивать их эффективность, необходимо знать степень влияния различных факторов на процесс заводнения и какие из них следует учитывать при прогнозе в первую очередь, а какими можно на определённой стадии разработки принебречь.

Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что ход процесса заводнения зависит от следующих основных факторов: 1) различия вязкостей нефти и воды; 2) наличие начальных водо - нефтяных зон; 3) неоднородности геолого-физических свойств пластов; 4) особенностей движения жидкости в систему скважин; 5) системы воздействия на пласт; 6) условий эксплуатации скважин; 7) расчленённости пласта; 8) прерывистости пласта; 9) степени вскрытия пласта в скважинах.

Методики расчётов технологических показателей разработки нефтяных месторождений должны соответствовать стадиям комплексного проектирования и применяться в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о строении залежей нефти, свойствах пластов, а также от условий эксплуатации скважин на месторождении.

При составлении проектов разработки месторождений, когда имеется значительно большой объём информации более высокого качества, обеспечивается возможность и целесообразность применения более точных и сложных методик расчётов технологических показателей разработки.

В данной работе осуществлён расчёт технологических показателей разработки залежи Кизеловского горизонта Копей-кубовского месторождения по методике расчёта, предложенной Саттаровым.

1 Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Копей-Кубовского месторождения

1.1 Орогидрография

Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северовосточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах от поселка Серафимовский.

Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов. Район относится к области умеренно-континентального климата. Средняя температура зимой -9,7С, летом +20,6С. Среднее годовое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров - юго-восточное.

Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень - реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плато размыва. Рельеф отличается резкой асимметричностью строения водораздельных участков. Крутые склоны, обращенные на юг, образуют мысообразные выступы, изрезанные сетью глубоких долин и оврагов. Амплитуда колебаний рельефа - 198 м. Наиболее возвышенные участки расположены в центральной части месторождения. Абсолютные отметки рельефа в пределах возвышенности изменяются от +300 до +325 м. К западу и востоку от центрального возвышенного участка происходит постепенное понижение рельефа до 200-180 м. Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения.

Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского и известняки кизеловского горизонтов, заволжского горизонта нижнего карбона, карбонатные коллектора верхнефаменского подъяруса и нижележащие карбонаты фаменского яруса, а также песчаный пласт Д₁ пашийского горизонта [1].

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Октябрьскнефть», расположенное в поселке Серафимовский.

Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа-Октябрьский. По территории района проходит Куйбышевская железная дорога с ближайшей к месторождению станцией Кандры и две шоссейные, которые в настоящее время в основном покрыты асфальтом. Одна из шоссейных дорог связывает станцию Буздяк с поселком Кандры через деревни Тюйкильды и Сайраново. Другая дорога идет на станцию Буздяк через деревню Казаклар-Кубово. Остальные населенные пункты связаны между собой шоссейными и грунтовыми дорогами. Район месторождения довольно густо заселен. Населенные пункты располагаются по берегам речек [2].

1.2 Характеристика геологического строения

Промышленное освоение Копей-Кубовского нефтяного месторождения начато в 1953 году.

На Копей-Кубовском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.

Месторождение приурочено к группе поднятий Копей-Кубовского вала, расположенного в краевой части Татарского свода, имеющего общее северо-западное простирание. Обособленно расположено Кандринское поднятие, относящееся к другому валу.

Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1370 м, турнейского яруса 1450 м, верхнефаменского подъяруса 1500 м, пласта Д₁ 1870 м.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: CVI₁, CVI₂, CVI₃.

Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов CVI₁, CVI₂, CVI₃ неравномерна по площади. В сводном контуре нефтеносности, только залежь в районе Кандринского поднятия представлена одним пластом CVI₃. Залежи, расположенные вдоль Копей-Кубовского вала имеют общее северо-западное простирание. Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов CVI₁, CVI₂, CVI₃, равная 6,0 м вскрыта скважина 928 на северо-западе месторождения. В других скважинах в контуре нефтеносности нефтенасыщенная толщина состоит из толщин CVI₂ и CVI₃, или показана толщина одного из этих пластов.

В отложениях турнейского яруса выделяются три продуктивные пачки: одна в кизеловском горизонте и две в заволжском горизонте. Карта контуров залежей нижнего карбона и геологический профиль представлены на рисунке 1.2.

Известняки кизеловского горизонта представлены органогенно-обломочными, участками перекристаллизованные, местами трещиноватые, прослоями плотные, неравномерно-глинистые, с тонкими пропластками темно-серых аргиллитов и с включениями голубовато - серого ангидрита. В известняках кизеловской продуктивной пачки установлено три залежи нефти. Залежи массивные, очертания их обусловлены особенностями структурного плана [2].



48

Копей-Кубовское нефтяное месторождение

Залежь 1 имеет размер 3,8x2,0 км при высоте 19,8 м. ВНК проходит на отметках -1090-1095 м. В контуре нефтеносности пробурено 74 скважины, в 28-ми продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в одной - скважине 35к с дебитом 8,6 т/сут. Залежь оценена запасами категории С1.

Залежь 2 сложной полосообразной формы, приурочена к цепочке поднятий. Залежь вытянута в длину до 7 км при ширине от 2,4 до 0,6 км. ВНК в пределах залежи прослеживается на отметках -1090-1097 м. В контуре нефтеносности пробурено 73 скважины, в 51-ой продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в скважине 9к. Залежь оценена запасами категорий В и С1.

Залежь 3 приурочена к двум изолированным поднятиям, имеющим ВНК на отметке -1117 м. Общая протяженность всей залежи 2,4 км, размеры изолированных куполов 1,0x0,8 км и 1,5x1,0 км, высотой соответственно 11,4 и 18,3 м. В пределах залежи пробурено 10 скважин, опробованы 6, в четырех получены безводные притоки нефти.

1.3 Коллекторские свойства карбонатных пластов и насыщающих их жидкостей

1.3.1 Толщина пластов

Характеристика толщин пластов приведена в таблице 1.3.1

Таблица 1.3.1. Характеристика толщин кизеловского горизонта

Толщина	Наименование	По пласту в целом
Общая	Средняя, м	16,6
	Коэффициент вариации, доли ед	0,25
	Интервал изменения, м	6,4 - 36,6
Нефтенасыщенная	Средняя, м	5,1
	Коэффициент вариации, доли ед	0,47
	Интервал изменения, м	0,8 - 18,4
Эффективная	Средняя, м	9,0
	Коэффициент вариации, доли ед	0,42
	Интервал изменения, м	1,2 - 23,4

1.3.2 Коллекторские свойства пластов Кизеловского горизонта

В кровельной части кизеловского горизонта залегают плотные, глинистые известняки, толщиной 2-4 м. Ниже залегают известняки органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористые. Количество пористых прослоев и их положение в разрезе горизонта значительно изменяются по скважинам.

Общая толщина кизеловской продуктивной пачки равна в среднем 16,6 м, а эффективная толщина - 9 м. Средняя доля коллекторов в целом по пачке составляет 0,55, среднее значение расчлененности 3,18. Нефтенасыщенная толщина 5,1 м.

При проектировании приняты: средняя пористость по керну и по геофизическим исследованиям скважин 0,12, нефтенасыщенность - 0,81, насыщенность связанной водой по геофизическим исследованиям - 0,19, проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин равна 0,066 мкм² [2].

1.3.3 Свойства и состав нефти, газа и воды Кизеловского горизонта

Изучение свойств нефтей Копей-Кубовского месторождения в пластовых условиях проводилось в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть, результаты исследований приведены в таблице 1.3.3

Все нефти Копей-Кубовского месторождения относятся к тяжелым, высоковязким и сернистым нефтям. Нефти имеют повышенное содержание асфальтенов (14-18%). Содержание серы находится в пределах 1,5-3,9%. Во всех пробах, кроме бобриковского горизонта и пласта Д1 пашийского горизонта, присутствует сероводород. В компонентном составе нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных горизонтов присутствуют углеводороды от метана до пентана с преобладанием метана и азота.

Пластовая вода представляет собой метаморфизированный рассол хлоркальциевого типа. Общая минерализация изменяется в пределах 160,1 г/л - 314,8 г/л. Плотность в среднем варьирует от 1157 до 1172 кг/м^З. Вязкость воды продуктивных горизонтов в пластовых условиях составляет 1,5-1,6 мПа*с.

Коэффициент вытеснения нефти водой по продуктивному кизеловскому горизонту рассчитывался статистическими методами. Остаточная нефтенасыщенность, ее средняя величина по карбонатным коллекторам, равна 0,3 доли единицы, коэффициент вытеснения по кизеловскому горизонту 0,63 доли единицы.

Исследование свойств поверхностных нефтей проводилось в лаборатории Туймазинской ГГЖ и в ЦНИПРе НГДУ «Октябрьскнефть» [2].

Таблица 1.3.3. Свойства пластовой нефти, газа и воды

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Кизеловский горизонт
НЕФТЬ
Давление насыщения нефти газом, МПа	4	4	4,7 - 5,6	5,2
Газосодержание, м3/т	4	4	16,4 - 23,4	19,5
Плотность, кг/м3: при Рпл при Рнас	4 4	4 4	862 - 875 855 - 868	869 862
Вязкость, мПа*с: при Рпл при Рнас	4 4	4 4	7,5 - 11,2 6,4 - 9,6	9,9 8,3
Объемный коэффициент, доли ед.	4	4	1,038 - 1,052	1,043
Пластовая температура, С	4	4	23 - 25	24
ПЛАСТОВАЯ ВОДА
Общая минерализация, г/л	9	11	193,5 - 255,2	233
Плотность, кг/м3	9	11	1132-1168	1157

1.4 Текущее состояние разработки Кизеловского горизонта

В настоящее время Копей-Кубовское месторождение разрабатывается в соответствии с «Проектом разработки Копей-Кубовского месторождения», составленным в БашНИПИнефть в 1984 году.

По состоянию на 01.01.2000 года на все залежи нефти пробурено 240 скважин из них 43 нагнетательные. Эксплуатационный фонд составляет 165 добывающих (в том числе 12 многообъектных) и 34 нагнетательных скважин. Дающих продукцию - 147 добывающих (11 скважин оборудованы установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) и 145 оборудованы штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) и 32 нагнетательных скважин. Действующий фонд - 156 добывающих и 33 нагнетательных скважин. Бездействующий фонд - 9 добывающих и 1 нагнетательная скважин. Водозаборные -3 скважины. Во временной консервации - 1 скважина. Пьезометрические - 9 скважин. Ликвидированные - 27 скважин (11 - после эксплуатации, 16 - после бурения). По карбонатным залежам скважины распределяются следующим образом:

кизеловский горизонт: 69 добывающих и 16 нагнетательных скважин действующего фонда, 1 добывающая скважина бездействующего фонда (69 скважин оборудовано ШСНУ), 6 скважин пьезометрические.

заволжский горизонт: 21 добывающая скважина действующего фонда, 1 добывающая скважина бездействующего фонда (22 скважины оборудованы ШСНУ).

верхнефаменский подъярус: 30 добывающих и 4 нагнетательных скважин действующего фонда, 4 добывающих и 1 нагнетательная скважин бездействующего фонда (2 скважины оборудовано ЭЦН, 32 - ШСНУ), 1 скважина пьезометрическая, 2 скважины ликвидированы после эксплуатации, 7 скважин ликвидировано после бурения.

На 01.01.2001 года на месторождении зафиксированы следующие показатели по добыче нефти, воды и жидкости из кизеловского горизонта турнейского яруса (таблице 1.5) по годам разработки, динамика некоторых из них приведена на рисунке 1.3.

Максимальная добыча нефти была достигнута в 1975 г., после чего она начала снижаться и стабилизировалась на уровне примерно 20…23 тыс. т. в год. С 1985 г. началось дополнительное разбуривание турнейских коллекторов. В 1990 г. количество добывающих скважин достигло 72 (таблица 1.5) и затем стабилизировалось. В последнее десятилетие за 1990-2000 гг. в эксплуатации постоянно находилась 71 скважина в среднем.

Бурение новых скважин позволило значительно увеличить отбор жидкости вплоть до 1990 г. (рисунок 1.3 и таблица 1.5) и постепенно наращивать при этом добычу нефти. С 1990 г. добыча нефти начала постепенно снижаться, а обводненность добываемой продукции увеличиваться. За 2000 г. добыто 32,2 тыс. т. нефти и 101, 2 тыс. м³ воды. Средний суточный дебит нефти за этот период снизился с 2,17 т/сут в 1990 г. до 1,29 т/сут в 2000 г.

В таблице 1.6 приведены обобщенные сведения о накопленной добыче нефти, воды, жидкости и коэффициентах извлечения нефти по кизеловскому горизонту. Динамика этих показателей приведена на рисунке 1.4. В 1990 г. водо-нефтяной фактор (ВНФ) достиг 1,0. К этому времени коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 9,5% от начальных геологических запасов (9497 тыс. т.) или примерно 42% от начальных извлекаемых запасов (2102 тыс. т.).

На 1.01.2001 г. КИН составил 13,45% от начальных геологических запасов или 60,76% от начальных извлекаемых запасов. Остаточные запасы на эту дату составили 8220 тыс. т., в т.ч. извлекаемые 825 тыс. т. Текущая весовая обводненность равна 75, 9%. [2].

Таблица 1.5 Сведения о добыче нефти, воды и жидкости из скважин Копей-Кубовского месторождения

Годы	Кол-во скважин, ед.	Годовая добыча нефти, т	Годовая добыча воды, м3	Годовая добыча жидкости, м3	Среднесуточный дебит нефти, т/сут	Обводенность, %
1967	8	24065	1142	30328	8,24	3,77
1968	11	44397	5114	58333	11,06	8,77
1969	18	44110	9082	61607	6,71	14,74
1970	19	40738	10789	58940	5,87	18,31
1971	20	41575	10688	59871	5,70	17,85
1972	20	41715	11853	61005	5,71	19,43
1973	20	51924	15025	76190	7,11	19,72
1974	20	56298	16404	82695	7,71	19,84
1975	23	57767	18215	86117	6,88	21,15
1976	22	43470	16395	67069	5,41	24,44
1977	21	36854	17730	60081	4,81	29,51
1978	20	23503	19737	45540	3,22	43,34
1979	21	20861	20116	42664	2,72	47,15
1980	21	21235	23885	46342	2,77	51,54
1981	22	21804	27723	50302	2,72	55,11
1982	22	27647	34836	63504	3,44	54,86
1983	23	35434	43644	80556	4,22	54,18
1984	22	22435	44365	65300	2,79	67,94
1985	23	18483	42719	59084	2,20	72,30
1986	32	20901	54760	72332	1,79	75,71
1987	38	26633	81666	102317	1,92	79,82
1988	49	31106	84351	110121	1,74	76,60
1989	65	50015	102832	149026	2,11	69,00
1990	72	55654	124085	174099	2,12	71,27
1991	74	50179	107473	153103	1,86	70,20
1992	74	53712	102380	153171	1,99	66,84
1993	76	40305	82917	120291	1,45	68,93
1994	70	41239	90498	128073	1,61	70,66
1995	68	37574	89381	121599	1,51	73,50
1996	69	32888	90527	116592	1,31	77,64
1997	71	40088	94902	128845	1,55	73,66
1998	71	39352	103135	138046	1,52	74,71
1999	72	38842	105617	136516	1,48	77,37
2000	70	32207	101171	124810	1,26	81,06
2001	71	28196	106679	124757	1,09	85,51
2002	71	25607	108747	123431	0,99	88,10

Таблица 1.6 Накопленная добыча нефти, воды и коэффициенты использования запасов

Год	Накопленная добыча нефти, т	Накопленная добыча воды, м3	ВНФ, м3/т	Темпы отборов нефти от геол. запасов, %	Коэфф. извл. нефти от нач. геол. запасов, %	Коэфф. извл. нефти от нач. извл. запасов, %
1967	36193	1471	0,041	0,253	0,38	1,72
1968	80590	5840	0,072	0,467	0,85	3,83
1969	124700	13627	0,109	0,464	1,31	5,93
1970	165438	22862	0,138	0,429	1,74	7,87
1971	207013	32015	0,155	0,438	2,18	9,85
1972	248728	42129	0,169	0,439	2,62	11,83
1973	300652	54973	0,183	0,547	3,17	14,30
1974	356950	68987	0,193	0,593	3,76	16,98
1975	414717	84629	0,204	0,608	4,37	19,73
1976	458187	98667	0,215	0,458	4,82	21,80
1977	495041	113891	0,230	0,388	5,21	23,55
1978	518544	130758	0,252	0,247	5,46	24,67
1979	539405	147971	0,274	0,220	5,68	25,66
1980	560640	168408	0,300	0,224	5,90	26,67
1981	582444	224459	0,385	0,230	6,13	27,71
1982	610091	259295	0,425	0,291	6,42	29,02
1983	645525	302940	0,469	0,373	6,80	30,71
1984	667960	347305	0,520	0,236	7,03	31,78
1985	686443	390024	0,568	0,195	7,23	32,66
1986	707344	444784	0,629	0,220	7,45	33,65
1987	733977	526451	0,717	0,280	7,73	34,92
1988	765083	610802	0,798	0,328	8,06	36,40
1989	815098	713634	0,876	0,527	8,58	38,78
1990	870752	837720	0,962	0,586	9,17	41,42
1991	920931	945193	1,026	0,528	9,70	43,81
1992	974643	1047573	1,075	0,566	10,26	46,37
1993	1014948	1130490	1,114	0,424	10,69	48,28
1994	1056187	1220988	1,156	0,434	11,12	50,25
1995	1093761	1310369	1,198	0,396	11,52	52,03
1996	1126649	1406896	1,249	0,346	11,86	53,60
1997	1166737	1495198	1,282	0,422	12,29	55,51
1998	1206089	1598933	1,326	0,414	12,70	57,38
1999	1244931	1704550	1,369	0,409	13,11	59,23
2000	1277138	1805721	1,414	0,339	13,45	60,76
2001	1305198	1912400	1,465	0,297	13,74	62,09
2002	1330805	2021147	1,519	0,270	14,01	63,31

2. Методы прогнозирования показателей разработки

Существующие методы прогноза делятся на гидродинамические и эмпирические.

Гидродинамические методы прогнозирования основаны на вероятностной модели пласта. Положительными аспектами этих методов являются точные результаты начальной стадии разработки и возможность прогнозирования процесса разработки при изменении системы разработки. К недостаткам можно отнести большие расхождения расчетных и физических показателей разработки на поздней стадии разработки и громоздкость расчетов.

Эмпирические методы можно разделить на адаптационные геолого-промысловые модели и графоаналитические методы.

Сущность адаптационных геолого-промысловых моделей заключается в обобщение опыта разработки группы аналогичных объектов, которые имеют определенные вариации геолого-физических и технологических характеристик.

Графоаналитические (промыслово-статистические) методы используют зависимости одних технологических показателей разработки от других. Эти методы основаны на построение по накопленному за прошлые годы эксплуатации фактическому материалу характеристик вытеснения и экстраполяции их прогнозный период. Графоаналитические методы обладают следующими преимуществами: во-первых, они основаны на обработке фактического материала эксплуатации, что в какой то степени увеличивает надежность получаемых результатов; во-вторых, они позволяют интегрально учитывать геологические особенности строения пласта и некоторые технологические особенности разработки; так же необходимо отметить простоту их применения. Говоря о преимуществах, следует отметить, что прогнозирование, используя графоаналитические методы, возможно только на поздней стадии разработки месторождения, поскольку необходимо фактический материал и то, что эти методы неэффективны для прогнозирования при изменении системы разработки, при контроле и регулировании.

Существует около 50 способов графоаналитической оценки показателей разработки. Они подразделяются на интегральные и дифференциальные.

Интегральные характеристики вытеснения слабо реагируют на случайные кратковременные изменения процесса разработки месторождения и меняют свою форму лишь при существующих изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.

Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательной обработки данных при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов [4].

2.1 Классификация эмпирических методов прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи пластов

Существующие эмпирические методы прогноза могут быть разделены на три большие группы. К первой группе относятся методы, основанные на выявлении закономерностей, полученных в результате анализа фактических данных по месторождениям, и прогнозировании по ним процесса обводнения и нефтеотдачи других новых месторождений, геолого-физические свойства и некоторые показатели разработки которых схожи с анализируемыми.

Эти методы в свою очередь можно подразделить на три подгруппы.

1. Исследования, в которых, как правило, использовали аппарат регрессионного анализа, а также метод адаптации и обучения с последующим распознанием образов. В результате этих исследований устанавливается эмпирическая зависимость нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки. Указанную зависимость используют для прогнозирования новых месторождений. Подобные методы широко распространены в нашей стране и за рубежом.

2. Ко второй подгруппе относятся исследования, основанные на детальном изучении опыта разработки большого числа нефтяных месторождений, которые позволили создать ряд важных приближенных практических правил для прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи. К ним относятся исследования В.Н. Щелкачева, Г.Л. Говоровой, М.М. Ивановой, О.И. Дорохова, Е.Т. Гереро, Р.С. Эрлафера и др.

3. Третья подгруппа включает методы прогноза, основанные на законе «одинаковых предположений». В 1918 году Льюис и Билл выдвинули закон одинаковых предположений, который позднее был научно обоснован Л.С. Лейбензоном и сформулирован в следующем виде: если две скважины в течении 2-3 лет имеют одинаковый дебит, то и в дальнейшем их дебиты будут уменьшаться одинаково.

Закон позволяет при отсутствии достаточного количества данных о прошлой добыче скважин участка определить объем добычи в будущем на основании данных о прошлой добыче других скважин, которые давали раньше в приблизительно равных условиях одинаковую с первыми добычу. Как естественные, так и искусственные условия на разных площадях значительно варьируют, однако многие из них остаются приблизительно одинаковыми для: скважин одного и того же участка, участков одного и того же объекта разработки даже различных объектов разработки.

Первым методом прогнозирования добычи нефти, основанным на этом законе, был метод кривой средней производительности. Кривая средней производительности строится путем обобщения эксплуатационных сведений о достаточном количестве скважин или участков. Метод заключается в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам и последующем осреднении этих кривых. Метод кривой средней производительности явился основой для создания современных методов прогноза, базирующихся на законе «одинаковых предположений». К ним относятся методы Б.Т. Баишева, В.Г. Оганджанянца, В.В. Исачева, В.Ф. Усенко, Б.В. Щитова, И.Г. Пермякова и др.

И.Г. Пермяковым рассматривается возможность прогноза показателей как в целом по залежи, так и по отдельным скважинам при помощи построения «кривых производительности» в зависимости от времени разработки. Прогноз суммарной добычи нефти предлагается проводить с помощью интегральных кривых: дебит - накопленная добыча нефти (V_Н). Прогноз обводнения проводится по кривым нарастания обводненности n_В=f(V_Н), а также при помощи кривых изменения обводненности от степени использования абсолютных запасов нефти n_В=f(V_Н^абс).

В.Ф. Усенко и Б.В. Щитов предложили пользоваться зависимостями

V_Н/Q_Нmax=f(n_В) и ВНФ=f(n_В),

построенными для отдельных скважин месторождения (здесь V_Н и Q_{Н max} - накопленная и максимальная добыча нефти, ВНФ - водонефтяной фактор, n_В - текущая обводненность продукции). Осреднением характеристик вытеснения по достаточно представительной группе скважин получают интегральную кривую, экстраполяция которой и используется для прогнозирования процесса обводнения нефтяного объекта в целом. Чтобы избежать погрешностей при экстраполяции осредненной кривой, метод целесообразно использовать на поздней стадии разработки.

Ко второй группе эмпирических методов относятся так называемые объемные методы прогнозирования процесса обводнения и текущей нефтеотдачи. Заводненный объем пласта определяется на основании исследований положения и продвижения водонефтяного контакта. По найденной величине заводненного объема пласта и известным запасам нефти, приходящимся на этот объем, определяется текущий коэффициент нефтеотдачи заводненной зоны на различные даты исследования. Используя при этом закономерности выработки запасов, можно составить прогноз дальнейшего роста нефтеотдачи и процесса обводнения нефтяной залежи. Объемные методы широко использованы в работах Ю.П. Гаттенберга и М.М. Брыкиной, М.Л. Сургучева, О.К. Обухова и др. Так, Ю.П. Гатенбергер и М.М. Брыкина для оценки текущей и прогнозирования конечной нефтеотдачи предлагают пользоваться двумя графическими зависимостями: зависимостью коэффициента нефтеотдачи заводненной зоны от степени выработки запасов нефти и от объема этой заводненной зоны, выраженного в долях объема всей залежи.

М.Л. Сургучев предложил метод изохрон обводнения. Данные по обводнению залежей и добыче нефти, обработанные методом изохрон обводнения, позволяют определить не только текущие коэффициенты нефтеотдачи и охвата заводнением залежи, но установить изменение этих показателей в процессе эксплуатации, а также дифференцировать их по зонам залежи от фронта обводнения до начала внутреннего контура нефтеносности. Прогноз коэффициента нефтеотдачи и охвата пласта заводнением осуществляется путем экстраполяции графических зависимостей нефтеотдачи и коэффициента охвата от безразмерного времени (накопленная с начала разработки добыча жидкости, выраженная в процентах от начальных балансовых запасов нефти).

Объемные методы отличаются сложными и трудоемкими исследованиями; их точность в большей степени зависит от точности определения заводненных объемов и площадей.

К третьей группе относятся методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других. Под технологическими показателями разработки подразумеваются: добыча нефти, воды и жидкости текущая (Q_Н, Q_В, Q_Ж) или накопленная (V_Н, V_В, V_Ж); начальные (НИЗ) или остаточные (ОИЗ) извлекаемые запасы нефти; начальные геологические запасы нефти (НГЗ). В большинстве случаев рассматриваемые методы отличаются друг от друга лишь взятыми за основу технологическими показателями и видом зависимости между ними; сущность каждого из них состоит в построении по накопленному за прошлые годы эксплуатации фактическому материалу характеристики вытеснения и экстраполяции ее на прогнозный период. Поэтому среди исследований в этом направлении справедливее выделить не «методы», а «способы прогноза», относящиеся к общему методу, основанному на экстраполяции фактической кривой. Однако в отечественной литературе бытует название «методы характеристик вытеснения», как раз относящиеся к рассматриваемой третьей группе.

Метод постоянного процентного падения. Это был первый метод, где предполагалось, что по истечении первоначального периода эксплуатации добыча по скважине в дальнейшем будет падать ежегодно (ежемесячно) на постоянную величину, выражающуюся в определенном процентном отношении к добыче первого года.

Метод кривых процентного падения. Этот метод базируется на кривой процентного падения, которая представляет добычу в последовательные единицы времени; она выражена в процентном отношении к добыче за первоначальную единицу времени, принятую за 100. Будущая добыча определяется продолжением этой кривой.

Практика показала, что использование этих двух методов может привести к крупным ошибкам при вычислении будущей добычи нефти.

Методы, основанные на построении кривой падения добычи (производительности). Кривая падения добычи представляет зависимость дебита скважины от времени разработки. Основной принцип, лежащий в основе этих методов, состоит в том, что падение добычи скважины в среднем достаточно равномерно и поэтому можно продолжать кривую с целью определения будущей добычи скважины. Однако кривая падения добычи может применяться только для скважин, эксплуатация которых будет производиться в будущем теми же способами. Экстраполируя кривую падения добычи, получаем объем добычи каждого следующего года до того периода, когда экстраполяция достигает предела рентабельности. Сумма предполагаемых объемов годовой добычи нефти, включая год предела рентабельности, и составит будущую добычу на весь период. Кривые падения добычи могут строиться не только для скважин, но и для отдельных участков.

Ниже рассмотрим наиболее распространенные в отечественной практике методы прогноза процесса обводнения и нефтеотдачи пластов, основанные на построении характеристик вытеснения нефти водой [4].

2.2 Прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи пластов с помощью характеристик вытеснения нефти водой

По определению М.И. Максимова под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет производить прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи на будущей период.

Метод И.А. Чарного. В 1943 г. И.А. Чарный отмечал, что для оценки промышленных запасов нефтяных месторождений может быть использована связь между текущим дебитом всего месторождения в данный момент (Qж) и суммарный количеством извлеченной жидкости, накопленной с начала разработки (Vж). Указанную зависимость можно представить в следующим виде:

(1)

то есть в координатах она должна выполаживаться в прямую линию с угловым коэффициентом и отрезком, отсекаемым на оси ординат - b. Значение отрезка характеризует начальный извлекаемый запас нефти.

Метод С.Н. Назароа, Н.В. Сипачева. Авторы работы предложили использовать метод определения начальных извлекаемых запасов нефти, основанный на построении зависимости

V_ж/V_н=b+a*V_в, (2)

где а - угловой коэффициент прямой;

b - отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Преобразовывая (1), можно получить:

V_н =, (3)

При V_В, стремящемся к бесконечности, V_Н стремится к 1/?. Таким образом, величина, обратная угловому коэффициенту прямой, характеризует величину начальных извлекаемых запасов нефти.

Основное допущение метода состоит в предположении, что накопленное за весь период разработки воды намного больше величины b-1. Данный метод в подавляющем большинстве дает заниженные значения коэффициентов нефтоотдачи.

Метод Г.Т. Мовмыги, В.М. Найденова. Авторы методики указывают, что при высокой обводненности нефти (больше 85-90%) наблюдается линейная зависимость между суммарным отбором нефти, и содержанием нефти в продукции

n_Н=А+ВV_Н, (4)

где А и В-постоянные коэффициенты, рассчитываемые по опытным данным эксплуатации.

Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле

НИЗ= (5)

где n_К - заданный конечный процент содержания нефти.

Преобразовывая (4), получим

(6)

где n_в - доля воды в потоке жидкости.

Таким образом, в координатах 1/n_В-V_Н получим прямую линию, экстраполяция которой может быть использована для прогноза показателей разработки.

Метод М.Б. Назаретова. Автором метода в качестве уравнения, описывающего различные стороны процесса обводнения, было предложено уравнение равнобочной гиперболы с асимптотами, параллельными осям координат:

(7)

где 3 - балансовый запас пласта.

Величины V_В и V_Н вычисляются в процентах от балансовых запасов нефти, m и n - постоянные коэффициенты, определяемые по фактическим данным эксплуатации. Уравнение (7) имеет следующий физический смысл. Функция в числителе выражает нарастание темпов отбора воды по мере уменьшения запасов нефти. Знаменателем является функция истощения запаса пласта 3. Метод позволяет определять текущую обводненность в зависимости от величины отборов запасов нефти.

В качестве характеристики процесса обводнения автор не использует величину относительной вязкости нефти ?₀, хотя по данным большого числа работ ему уделяется главное внимание.

Метод Шауэра. Метод основывается на фактических показателях пяти реализованных систем заводнения. Был построен график зависимости заполнения газового объема пласта от коэффициентов Лоренца, т.е. для месторождения с высокой неоднородностью начало увеличения добычи нефти в результате закачки происходит при меньшем проценте заполнения объема нагнетаемой воды. По данным истории разработки были также получены кривые, показывающие снижение приемистости [4].

2.3 Методики расчёта технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением заводнения (метод М.М. Саттарова)

При изучении процесса вытеснения нефти водой сначала считали, что характер этого процесса поршневой. Так появилась модель поршневого вытеснения нефти из пласта. Однако стало ясно, что эта модель, если её рассматривать в сочетании с моделью однородного пласта, слишком упрощённо отражает реальную картину разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. В предположении, что пласт однороден, при использовании такой модели приходим к выводу, что разработка месторождения может осуществляться полностью без воды. Этот вывод в корне противоречит фактическим данным, согласно которым на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, существует длительный период водной эксплуатации. Чтобы учесть добычу обводнённой продукции, нефтяная наука пошла двумя путями.

Первый путь заключался в том, что пласт представили сложенным из пропластков различной проницаемости. Уже сочетание модели процесса поршневого вытеснения водой с моделью слоисто-неоднородного пласта, особенно с учётом вероятностно - статистического распределения пропластков по абсолютной проницаемости, позволяло учесть добычу обводнённой продукции.

Второй путь заключался в том, что была создана модель непоршневого вытеснения нефти водой или двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Бакли и Лавереттом, послужила основой многих методик расчётов разработки нефтяных пластов с учётом совместной фильтрации нефти и воды. Учёт непоршневого характера вытеснения нефти водой привёл к необходимости использования относительных проницаемостей, которые, естественно, неодинаковы для различных пластов.

Целый ряд методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого вытеснения в сочетании с моделью слоисто-неоднородного пласта, был предложен многими авторами: методики Гипровостокнефти, СибНИИНП, БашНИПИнефти, УНИ (метод Коробова К.Я.), ВНИИ-1, метод Саттарова, методы Максимова, Сазонова, Токарева и др.

Рассмотрим сущность методики Саттарова и произведём расчёт показателей разработки Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения по методу Саттарова.

Данный метод основан на теории поршневого вытеснения, учитывает объёмную неоднородность пластов [5].

Все пласты неоднородны по проницаемости. Если рассматривать проницаемость как случайную величину, то для расчёта процесса обводнения можно использовать теорию вероятности. Знать проницаемость в каждой точке, мы не имеем возможности, но мы можем найти закон распределения проницаемости по объёму пласта. Саттаров предложил заменить реальный пласт моделью, состоящей из трубок тока различной проницаемости. Изменение проницаемости трубок подчиняется закону распределения Саттарова. Проницаемость каждой трубки тока постоянны по её длине. Трубки отделены друг от друга перегородками бесконечно малой толщины, следовательно перетоков между трубками тока нет. Вытеснение поршневое, скорость вытеснения нефти водой пропорциональна проницаемости трубок тока.

Допустим, в какой-то момент времени t по какой-то трубке тока с проницаемостью К_m в скважину подошла вода. По всем трубкам, у которых КK_m поступает вода, у которых К<К_m поступает нефть.

Количество нефти и воды поступающей в момент времени t в галерею определяются по следующим формулам:

, (1)

, (2)

где К_Н и К_В - средние абсолютные проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть или вода.

Количество жидкости определим как сумму нефти и воды:

q_Ж=q_Н+q_В, (3)

Долю нефти найдём как отношение количества нефти к количеству жидкости:

f_н=q_н/q_ж, (4)

Подставив значения, в конечном итоге получим:

, (5)

где - подвижность воды.

Зная долю нефти, мы можем найти долю воды:

, (6)

Средняя проницаемость трубок тока, по которым поступает вода в данный момент времени изменяется от бесконечности до К_m, по которым поступает нефть средняя проницаемость изменяется от К_m до 0. Проницаемости трубок тока как нефтяной так и обводнённой части изменяются согласно закону Саттарова:

(7)

, (8)

, (9)

Подставив 7 в 8 и 9 и интегрируя полученные выражения по частям, получим:

, (10)

где ,

(11)

Таким образом, мы можем вычислить для любого значения проницаемости количество поступающей нефти и воды, а следовательно долю нефти и воды в добываемой продукции.

В дальнейшем необходимо увязать обводнённость продукции со временем, найти связь между К_m и t. Пользоваться временем в явном виде для расчёта показателей разработки достаточно неудобно, для упрощения расчётов и увязывания времени непосредственно с показателями разработки введём понятие безразмерного времени:

, (12)

где V_{зап.акт.}=- активные запасы; Q_ж(t) - годовая добыча жидкости.

Годовая добыча равна сумме годовых объемов добычи нефти и воды:

;

Найдем безразмерное время, подставив в (12) последнее выражение:

, (13)

Как видно из формул 5 и 13 как f_Н так и ? зависят от параметра K_m, поэтому должна существовать связь и между f_Н и ?. Типичный график зависимости представлен на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - График зависимости доли нефти от безразмерного времени. График позволяет определить долю нефти в продукции для любого значения безразмерного времени.

3. Расчёт процесса обводнения по методике М.М. Сатарова [6]

Порядок расчёта процесса обводнения следующий:

производится схематизация залежи и размещение скважин;

производится статистическая обработка данных исследования кернов;

подсчитываются активные между рядами и геологические запасы в целом по пласту;

определяются приведённые контуры питания и рассчитываются средние дебиты рядов на каждом этапе;

составляется таблица для расчёта средних абсолютных проницаемостей для трубок тока по которым движется только нефть и только вода, а также расчёта доли нефти и безразмерного времени, и строится зависимость доли нефти от безразмерного времени;

рассчитываются значения безразмерного времени для каждого ряда по годам разработки, по этим значениям из графиков f_н=?(?) находят для каждого года разработки долю нефти в продукции ряда;

рассчитывается процесс обводнения рядов скважин, результаты сводятся в таблицу, форма которой приводится ниже в расчётах;

все результаты расчётов по рядам суммируются, эта сумма будет представлять собой результат процесса обводнения в целом по пласту;

строятся основные графики разработки нефтяной залежи в координатах: годы разработки - показатель разработки.

3.1 Схематизация формы залежи

В гидродинамических расчётах залежи неправильной геометрической формы заменяют залежами правильной формы, так как процесс разработки последней не может быть рассчитан вполне точно. Как показали исследования, во многих случаях можно заменить истинную форму залежи правильной геометрической формой, соблюдая при этом известные правила, позволяющие получить результаты расчётов с возможно меньшей погрешностью. Методика гидродинамических расчётов наиболее простая и лучше всего разработана для двух форм залежей: полосообразной и круговой.

В нашем случае мы имеем залежь Кизеловского горизонта некоторой овальной формы размерам 3,8x2,0 км. Данную залежь лучше всего заменить залежью прямоугольной (полосообразной) формы, так как соотношение длин осей (3,8/2,0) >1,5.

При замене необходимо: 1) чтобы общая площадь нефтеносности реальной залежи и схемы были одинаковы; 2) площади нефтеносности между рядами на реальной залежи и на схеме были одинаковы; 3) чтобы соотношение длин осей реальной залежи и схемы были одинаковы; 4) число скважин в рядах должно быть одинаково как на схеме, так и на реальной залежи.

Залежь 1 Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения в начале разрабатывалась блочной системой заводнения, внешние нагнетательные ряды располагались в приконтурной зоне. Исходя из этого, разобьём нашу прямоугольную залежь на блоки. Определим количество нагнетательных и добывающих рядов и скважин учитывая, что площадь реальной залежи 7,6 км², всего скважин по залежи 74. Будем считать, что они либо нагнетательные, либо добывающие [2].

Данные по проведённой схематизации показаны в таблице 3.1. Как видим, площади реальной залежи и схематизированной отличаются не сильно, как и количество скважин. В дальнейшем расчёты будем вести по схематизированной залежи.

Таблица 3.1. Данные по схематизации залежи

Параметры	Значение
Размеры залежи, м Длина-B, м Ширина-L, м Площадь Залежи, м2 Между контуром нефтеносности и 1 рядом, м2 Между 1 и 2 рядами, м2 Между 2 и 3 рядами, м2 Количество рядов Количество скважин в рядах В первом Во втором В третьем Всего скважин Расстояния Между контуром питания и 1 рядом, м Между 1 и 2 рядами, м Между 2 и 3 рядами, м Между скважинами в 1 ряду, м Между скважинами во 2 ряду, м Между скважинами в 3 ряду, м Эффективная толщина пласта, м	3800 2000 7600000 3420000 2650000 1530000 3 20 24 30 74 620 481 277 276 230 184 9

3.2 Статистическая обработка данных исследования кернов

Мы уже ознакомились с функцией изменения проницаемости Саттарова и, зная закон распределения проницаемости, проведём статистическую обработку результатов исследования кернов. Данные по исследованиям керна приведены в таблице З.2, в таблице 3.3 показана статистическая обработка и на рисунке 3.2.1 изображен график зависимости теоретической и статистической интегральной функции изменения проницаемости от проницаемости.

Таблица 3.2. Данные по исследованиям керна

Интервалы изменения проницаемости, мкм2	Среднее значение интервала Кi, мкм2	Количество образцов ni
0,000-0,050	0,025	206
0,051-0,100	0,075	275
0,101-0,150	0,125	79
0,151-0,200	0,175	29
0,201-0,250	0,225	11
0,251-0,300	0,275	7
0,301-0,350	0,325	5
0,351-0,400	0,375	4
0,401-0,450	0,425	4
0,451-0,500	0,475	3
0,501-0,550	0,525	2
0,551-0,600	0,575	1
0,601-0,650	0,625	2
0,651-0,700	0,675	1
0,701-0,750	0,725	1

Оценим соответствие теоретического закона распределения фактическому распределению проницаемости. Существует несколько методов оценки данного соответствия, воспользуемся более простым - критерием Колмогорова. Для этого найдём значение функции С:

C=

где - абсолютное значение максимального отклонения между фактическим и теоретическим распределением; n - общее число исследований.



Рисунок 3.2.1 - Зависимость теоретической и статической интегральной функций изменения проницаемости от проницаемости.

Затем по таблице С от P(C) определим вероятность соответствия теоретического распределения фактическому статическому P(C)=P (0.89)=0.393. По этому критерию P(C)>0.05, то делаем вывод, что теоретическое распределение согласуется со статическим. Следовательно далее мы можем пользоваться принятым законом распределения.

3.3 Расчёт активных запасов между рядами и геологических запасов по залежи пласта

Активные запасы подсчитываются по формуле:

V_{зап.акт.}=V_п*m*S_но*К_выт

Коэффициент вытеснения принят К_выт=0,6. Данные по расчёту для рядов приведены в таблице 3.5. Там же и данные по расчёту геологических запасов залежи пласта, определяющихся по формуле:

G=B*L*h*m*S_но.

Таблица 3.5

Активные запасы Vакт.зап., м3
V1зап.акт.	V11зап.акт.	V111зап.акт.
523176	405883	233741
Геологические запасы G, м3
664500

3.4 Расчёт приведённых контуров питания и определение средних
дебитов по рядам для каждого этапа

Определение приведённых контуров питания производится по формуле:

В следующем этапе вместо L₁ необходимо брать L₁+L₂ и L_но будет исчисляться от второго ряда. В первом и втором этапе второе слагаемое равно 0, т. к. для первого этапа L₁=L_НО, и для второго L₁+L₂=L_НО. Данные по расчёту приведённых контуров приведены в таблице 3.6.

Средние дебиты по рядам будем определять для одного блока, учитывая, что залежь в каждом блоке симметричная. Расчёты ведём используя метод ЭГДА. Представим пластовую гидродинамическую систему в виде электрической цепи, где w-внутреннее сопротивление в цепи, ? - внешнее сопротивление в цепи.

Таблица 3.6

Параметр	Значение
1 этап: L01, м ?1, Па*с/м3 ?2, Па*с/м3 ?3, Па*с/м3 ?1, Па*с/м3 ?2, Па*с/м3 ?3, Па*с/м3 Q1, м3/год Q2, м3/год Q3, м3/год 2 этап: L02, м ?2, Па*с/м3 ?3, Па*с/м3 ?2, Па*с/м3 ?3, Па*с/м3 Q2, м3/год Q3, м3/год 3 этап: L03, м ?3, Па*с/м3 ?3, Па*с/м3 Q3, м3/год	392 3412.2*106 4186.9*106 2412.2*106 2523.5*106 2044.8*106 1578.9*106 19805 5960 3059 402 3499,3*106 2411,2*106 2044,8*106 1578,9*106 20200 10344 349 3037,9*106 1577,7*106 32113

Р₁ Q₁ P₂ Q₂ P₃ Q₃

W₁ W₂ W₃

?₁ ?₂ ?₃

P_К _____________________________________________________

Рисунок 3.4.1 - Схема расположения рядов для метода ЭГДА первого этапа

P₁ Q₁ P₂ Q₂

W₁ W₂

?₁ ?₂

P_к _______________________________________

Рисунок 3.4.2 - Схема расположения рядов для метода ЭГДА второго этапа

Q'₂

P₂

W₂

?'₂

P_к ___________________________

Рисунок 3.2 - Схема для второго этапа

Для первого этапа имеем следующую систему уравнений:

P_К-P₁=?₁(Q₁+Q₂+Q₃)+W₁Q₁

P₁-P₂=?₂(Q₂+Q₃)+W₂Q₂-W₁Q₁

P₂-P₃=?₃Q₃+W₃Q₃-W₂Q₂

Для второго этапа имеем следующее уравнение:

P_К-P₂=?'₂(Q'₂+Q'₃)+W₂Q'₂

P₂-P₃=?'₃Q'₃+W₃Q'₃-W₂Q'₂

Для третьего этапа имеем следующее уравнение:

P_K-P₃=?»₃Q»₃+W₃Q»₃,

где Р_K, Р₁, Р₂, P₃ - давление на контуре питания и на забоях добывающих рядов; ?₁, ?₂, ?₃, - внешние сопротивления между рядами на первом этапе; ?'₂ - на втором этапе; W₁, W₂, W₃, - внутренние сопротивления в рядах (принимаются равными).

Решая эти системы, находим средние дебиты по рядам для первого, второго и третьего этапов, данные по расчету которых приведены в таблице 3.6.

3.5 Расчет средних абсолютных проницаемостей по нефти и воде, расчет доли нефти и безразмерного времени, и построение зависимости доли нефти и доли воды от безразмерного времени

Расчёт приведён в таблице 3.4, графики зависимости доли нефти и воды от безразмерного времени изображены на рисунке 3.3.