Исследование влияния нагнетательных скважин на работу добывающих скважин с помощью корреляционных связей на примере "Залежи №2" объекта ЮВ11 Повховского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» Институт геологии и нефтегазодобычи

«Филиал «ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» Когалым НИПИнефть»

Инжиниринг Когалым НИПИнефть»

Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

Исследование влияния нагнетательных скважин на работу добывающих скважин с помощью корреляционных связей на примере "Залежи №2" объекта ЮВ11 Повховского нефтяного месторождения

Кутырев А.О., студент магистратуры 2 курса по направлению подготовки «Нефтегазовое дело» Мельников В.Н., начальник отдела разработки Повховской группы месторождений

Тюмень Рябов И.В., начальник управления разработки Повховской группы месторождений «Филиал Тюмень Сенцов А.Ю., начальник центра разработки месторождений «Филиал «ООО ЛУКОЙЛ-

Научный руководитель: Ваганов Л.А., профессор, д.т.н. ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

Россия, г. Тюмень

Аннотация

В статье представлены результаты исследования, целью которого явилось изучение влияния работы нагнетательного фонда скважин на добывающий фонд. По результату были предложены проектные решения по выработке остаточных запасов нефти Повховского месторождения.

Ключевые слова: Месторождение, пласт, нефть, нагнетательные скважины, добывающие скважины, перекомпенсация, интеллектуальный анализ.

Annotation

The article presents the results of a study whose purpose was to study the effect of the work of the injection well stock on the production fund. As a result, design solutions were proposed for the development of residual oil reserves of the Povkhovskoye field.

Key words: Field, reservoir, oil, and injection wells, production wells, overcompensation, and mining.

Актуальность исследования обусловлена тем, что при выработке нефти на первоначальном этапе имела место перекомпенсация, которая привела к прорывам по высокообводнённым пропласткам, и, как следствие, быстрому обводнению действующего фонда скважин. При этом, работа нагнетательных скважин не всегда оказывала влияние на работу добывающих скважин, в связи с чем было принято решение об использовании методов интеллектуального анализа данных для установления связей, относительно влияния работы нагнетательных скважин на добывающие для возможности последующей довыработки оставшихся запасов.

Залежь № 2 расположена в центральной части Повховского месторождения. Начальные геологические запасы нефти залежи составляют 25327 тыс. т, начальные извлекаемые - 7405 тыс. т, утвержденный КИН - 0.292 доли ед.

Нефтенасыщенная толщина пласта в среднем по залежи составляет 6,1 м, нефтенасыщенность - 0,6 доли ед., проницаемость - 50,8 мД, коэффициент пористости - 0,18 доли ед., коэффициент песчанистости - 0,4 доли ед., расчлененность - 3,5.

Пласт ЮВ1 Повховского месторождения, также как и на большинстве месторождений региона, выдержан по простиранию, в зонах, относящихся к основным линиям сноса осадочного материала, обычно отмечается повышенная проницаемость.

В пределах площади нефтеносности залежи 2 пласт ЮВ1 представлен тремя типами разреза:

монолитный на всю общую толщину пласта (фация барьерных островов); скважина запас нефть месторождение

тонкослоистый разрез верхней части пласта (фации разрывных течений) и монолитный в нижней;

регрессивный тип разреза.

В скважинах, вскрывших разрез пласта монолитного типа, при аналогичных характеристиках по ГИС, могут наблюдаться существенные различия по керну. Здесь отмечается высокая степень микронеоднородности (велика доля как низкопроницаемых прослоев (1-5*10-3 мкм2), так и высокопроницаемых (50-100*10-3 мкм2).

В скважинах, вскрывших разрез пласта монолитного типа, при аналогичных характеристиках по ГИС, по керну разрез также может быть однороден. Здесь проницаемость основной массы образцов изменяется в узком диапазоне (от 5 до 10*10-3 мкм2).

За счет этих особенностей геологического строения (наличия интервалов, проницаемость которых на порядок превышает проницаемость остальной части разреза) вероятность преждевременного обводнения по высокопроницаемым прослоям особенно высока.

Разработка залежи ведется с 1986 года. Реализована проектная система воздействия: обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 400 м, в восточной части залежи - с расстоянием 500 м.

Активное освоение системы ППД на залежи № 2 началось с 1992 года на большей площади высокопродуктивных участков, что способствовало увеличению дебитов жидкости. Однако, в условиях сложного строения проницаемой части наряду с увеличением дебитов жидкости отмечалось и резкое обводнение скважин по высокопроницаемым прослоям, полученное при значительной перекомпенсации отборов жидкости закачкой (в 1992-1993 годы компенсация по залежи составляла более 300 %.

В последующий год по залежи наблюдалось значительное снижение темпа отбора (до 2,4 %) на фоне незначительного снижения дебитов нефти и жидкости. Из процесса разработки было исключено значительное количество скважин (21 %). Как по причине образования сложных, трудно

ликвидируемых гидратов, так и по причине резкого обводнения, обусловленного влиянием закачки.

В последние годы разработка залежи ведётся низкими темпами, что связанно с выбытием основного фонда скважин по обводнённости. Имеющая место перекомпенсация на начальных этапах, значительно затруднила дальнейшую разработку залежи, в связи с чем, было предложено выявить взаимодействие между нагнетательными и добывающими скважинами, для установления направлений действия закачки, и её влияние на функционал добывающих скважин. Для этого были собраны данные по работе нагнетательных, и окружавших их добывающих скважин, для выявления зависимостей, с помощью методов корелляционного анализа.

Сам метод заключается в нахождении корелляционных связей в зависимости от времени работы нагнетательной скважины относительно добывающей, сдвиг - месяц.

Рисунок 1. Общий вид поля данных

В каждом из случаев рассматривалась одна нагнетательная и до шести добывающих скважин, с момента запуска нагнетательной скважины.

В качестве промежуточного итога был выведен свод по скважинам и месяцам, выделены месяцы с наиболее сильным влиянием.

Рисунок 2. Влияние нагнетательной скважины на добывающие скважины через N месяцев после запуска

Данный корреляционный ряд, начинавшийся с рассмотрения 6 месяцев воздействия, был увеличен до двадцати четырёх, но стал более труден для восприятия и интерпретации данных. Поэтому, было принято решение упростить полученные данные, собрать их воедино и сделать акцент на ключевом моменте, т.е. на влиянии, либо его отсутствии. Так же были выведены месяца, по которым коэффициент корреляции был особенно сильный.

Для упрощения восприятия, в дальнейшем, с помощью формул была создана таблица, заметно упрощающая восприятие, и автоматически выделяющая наличие корреляционных связей, что позволило гораздо быстрее обработать больший объём информации и, с помощью «трассерных» линий, выделить связи, влияние от того или иного фактора.

Рисунок 3. Линии, обозначающие исследуемые скважины на предмет влияния

На основе полученных данных, на карте, были проведены линии, наглядно демонстрирующие проведённые исследования.

В качестве промежуточного итога можно сказать, что полученные данные были весьма противоречивыми, поскольку не удалось выявить какого либо определённого направления взаимодействия между скважинами, но удалось описать общее влияние между скважинами, наиболее явное в центре залежи, и, почти незаметное по краям.

В качестве выводов можно сказать, что данный алгоритм хоть и заметно упростил получение данных о взаимосвязях между скважинами, полную картину, в любом случае, можно составить только по совокупности данных, исследовании ФЕС, проведения и интерпретации ГИС. В дальнейшем, при использовании совокупности данных, на основе полученных результатов, была сформирована и отображена в проектном документе сетка скважин, отличающаяся от той, что имела место быть в предыдущем проектном документе.

Использованные источники

1. Викторин В.Д., Лычков Н.П. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М. Недра, 1980.

2. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М. Недра, 1985.

3. Отчет о научно-исследовательской работе «Дополнение к проекту разработки Повховского месторождения», выполненный в Тюменском филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», в 2013 г.

4. Орлинский Б.М., Файзуллин Г.Х. Геологическое строение залежи пласта ЮВ11 Повховского нефтяного месторождения. Геология нефти и газа. - М.: Недра, 1993, №5.

5. Орлинский Б.М., Файзулин Г.Х. Анализ выработки запасов многопластовой залежи пласта ЮВ11 Повховского месторождения. Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1992, №10.

6. Орлинский Б.М., Файзулин Г^. Обоснование модели залежи пласта ЮВ11 Повховского месторождения. Нефтяная промышленность. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. Вып. 12.

Размещено на Allbest.ru