Коэффициент извлечения нефти: расчет и реальность

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

В Пермской области ведется разработка большого количества нефтяных месторождений. В их состав входят месторождения с разной продолжительностью эксплуатации. По длительно работающим месторождениям накоплен большой объем информации, который позволяет провести статистические исследования и использовать полученные результаты при проектировании и разработке новых месторождений.

Коэффициент извлечения нефти является комплексным показателем, на который влияет очень большое число факторов - как природных, обусловленных геолого-физическими особенностями эксплуатационных объектов, так и технологических, определенных условиями разработки. Определение КИН с наибольшей достоверности - непростая задача. Для ее решения используются разнообразные методики, включая гидродинамическое трехмерное моделирование и проверенные многолетним использованием расчетные формулы. Правильность всех методик определения КИН проверяется фактически достигнутыми значениями этого показателя по итогам разработки.

В данной работе проведен сравнительный анализ между фактически достигнутым КИН по объектам, находящимся на завершающей стадии разработки, и КИН, полученным на основании расчетных для этих же объектов.

Коэффициенты извлечения нефти для различных режимов разработки

В анализе участвовало 57 объектов 32 месторождений Пермской области, завершающая стадия разработки которых подтверждается выработанностью более 70 % извлекаемых запасов (в среднем 85 %0 и обводненностью продукции более 50 % [1]. На ряде объектов текущая обводненность составляет 1,6…47,0 %, хотя в процессе разработки она доходила до 50 % и более. Причиной уменьшения доли воды в добываемой продукции явилось отключение обводненных скважин на завершающей стадии разработки. Основная часть объектов имеет высокую степень геологической изученности и достоверности запасов.

Для проведения анализа использованы следующие коэффициенты извлечения нефти:

КИН 1, принятый в балансе по состоянию на 01.01.2004 г. и утвержденный в ГКЗ РФ, ЦКЗ РФ или ЦКР РФ [2];

КИН 2 (текущий), рассчитанный как отношение накопленной добычи к начальным геологическим запасам по состоянию на 01.01.2004 г.

КИН 3, рассчитанный по программе «КИНГ», созданной по статистическим зависимостям для Урало-Поволжского нефтегазоносного района [3, 4],

на водонапорном режиме разработки для карбонатных коллекторов башкирского пласта:

(1)

нефть обводненный карбонатный коллектор

на водонапорном режиме разработки для карбонатных коллекторов турнейского пласта:

(2)

на водонапорном режиме разработки для терригенных коллекторов месторождений Пермского региона:

(3)

КИН 4 (APIWater Drive Recovery Factor) рассчитывается по методике API (American Petroleum Institute) для условий водонапорного режима разработки [5]:

 (4)

КИН 5 - рассчитывается по методике API при эксплуатации залежей на режиме истощения [4]:

(5)

где m - пористость, доли единицы; S0-нефтенасыщенность, доли единицы; м - вязкость пластовой нефти, мПа*с; k-проницаемость, мкм2*10-3;K-проницаемость, мкм2; Sw-насыщенность пласта связанной водой, доли единицы; h- средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Pi-начальное пластовое давление, Пси (1 Пси =0,06805 ат); Pb-давление насыщения, ат; Pm-средневзвешенное давление забрасывания разработки, ат; Q- размер водонефтяной зоны, доли единицы; в - пересчетный коэффициент, доли единицы; Bоф - объемный коэффициент, доли единицы; Kп - коэффициент песчанистости, доли единицы; Кр- коэффициент расчлененности, доли единицы; S-плотность сетки скважин, (га/скв);

КИН 6 (технологический) рассчитан путем экстраполяции текущей добычи до достижения минимального рентабельного дебита добывающей скважины [2, 6].

Для поиска зависимостей между коэффициентами извлечения нефти выбранные объекты сформированы в группы по геолого-технологическим характеристикам.

В первой группе существует тесная корреляционная связь между КИН 1 и КИН 2, о чем свидетельствует высокое значение коэффициента корреляции (r=0,86), а угловой коэффициент (0,988) и величина смещения (0,058) говорят о высокой сходимости этих величин между собой. Более тесная зависимость и высокая сходимость значений отмечаются между КИН 2 и КИН 6 (r=0,96; 0,997; +0,065), что позволяет использовать КИН 6 для проверки достоверности расчетов КИН по различным формулам [7].

Дальнейший статистический анализ показал, что существует тесная связь между КИН 6 и КИН 4 (r=0,82) в группе 8, сформированной из 50 объектов, работающих на водонапорном режиме (рис.3). При высоком угловом коэффициенте (0,950) величина смещения по оси х равна -0,352, следовательно, модульные значения КИН 4 значительно превышают значения КИН 6. Это подтверждаю величины этих КИН (табл.2).

На основе формулы линейной регрессии получены корректирующие коэффициенты, которые позволили адаптировать данную формулу КИН к условиям разработки нефтяных залежей Пермского региона для водонапорного режима разработки и для всех типов коллекторов. Она имеет вид

. (6)

Формула состоит из обязательных геологических параметров, имеющихся по каждой нефтяной залежи, что делает расчет простым и универсальным. По 50 объектам с водонапорным режимом разработки рассчитаны КИНАП. Получена высокая сходимость среднеарифметических величин.

При анализе формул программы «КИНГ» получены следующие результаты. В группе 6, состоящей из 18 объектов с карбонатным типом коллектора, получены низкие корреляционные связи между КИН 3 и КИН 6 (r=0,26), КИН 3 и КИН 1 (r=0,22),КИН 3 и КИН 2 (r=0,33). Это указывает на необоснованность применения формулы КИН 3 для расчета коэффициента извлечения нефти в коллекторах карбонатного типа Пермского региона. В группе 4, состоящей из 32 объектов с терригенным типом коллектора, повышается плотность связи между КИН 3 и КИН 6 (r=0,60), КИН 3 и КИН 1 (r=0,64), КИН 3 и КИН 2 (r=0,61). Полученные зависимости позволяют использовать данную формулу для расчета коэффициента извлечения нефти по объектам с терригенным типом коллектора, работающим с поддержанием пластового давления, в качестве вспомогательной.

При статистическом анализе коэффициентов извлечения нефти, рассчитанных по формуле КИН 5, рассмотрена группа 9, в которую вошло всего 7 объектов с естественным режимом разработки. В данном случае получены достаточно высокие значения коэффициента корреляции КИН 5 и КИН 6 (r=0,84), КИН 5 и КИН 1 (r=0,56), КИН 5 и КИН 2 (r=0,80). При малом объеме опорной выборки можно получить ложную корреляцию [8], поэтому нельзя сделать однозначный вывод о возможности применения формулы для залежей, работающих на естественном режиме.Формула расчета КИНАП применялась на 161 объекте с водонапорным режимом разработки при геолого-экономической оценке запасов нефти по состоянию на 01.01.2005 г. Расчеты проводили по 75 объектам с терригенным и по 86 объектам с карбонатным типом коллектора.

Для сравнения дана величина КИН 1, принятого в балансе.

Это сопоставление показывает высокую сходимость результатов, поэтому авторы предлагают использовать формулу КИНАП при расчете коэффициента извлечения нефти для объектов с терригенным и карбонатным типами коллектора, работающего на водонапорном режиме в Пермском регионе.

Литература

1. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.:ВНИИОЭНГ, 1995. - С.336-361.

2. Отчет по теме «Геолого-экономическая оценка нефти и газа классификации SPE по месторождениям ООО «ЛУКойл-Пермнефть» по состоянию на 01.01.04 г.» - Пермь: ПермНИПИнефть, 2004. - С.44-61.

3. Программа расчета коэффициента извлечения нефти. - Пермь. КИВЦ ОПН, 1988. - С.4-5.

4. РД 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. - М., 1986. - С.195-202.

5. Отчет по теме «Адаптирование формул расчета коэффициентов извлечения нефти (КИН), применяемых компанией «Miller and lents, Ltd», к условиям Пермского региона». - Пермь: ПермНИПИнефть, 2003.-С.16.

6. Сазонов Б.Ф. Некоторые проблемы прогнозирования коэффициентов извлечения нефти//Интервал. - 2003 .- №2 (49). - С.59-61.

7. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение6 математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. - М.: Недра, 1977. - С. 131-136.

8. Айвазян С.А., Бешаева З.И., Староваров О.В. Классификация многомерных наблюдений. - М.: Статистика, 1974. - 237 с.

Размещено на Allbest.ru