способ контроля за разработкой многопластовых нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин

Формула изобретения

1. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования пластовых флюидов и пористых сред, построение карты начальных нефтенасыщенных толщин, восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом начальных запасов нефти, объемов накопленной добычи нефти и жидкости каждой добывающей скважины и объемов накопленной закачки каждой нагнетательной скважины и вкладов работающих скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин, отличающийся тем, что выявляют работающие и неработающие пласты во всех скважинах за все отчетные периоды эксплуатации; во всех скважинах по каждому пласту распределяют текущую и накопленную добычу жидкости и/или текущую и накопленную закачку по выявленным работающим пластам, строят карты начальных нефтенасыщенных толщин для каждого пласта, по которым для каждого i-го пласта каждой j-й скважины рассчитывают начальные запасы нефти и текущее значение коэффициента использования начальных запасов нефти по формуле:

где - текущее значение коэффициента использования начальных запасов нефти i-го пласта j-й скважины;

- текущее значение накопленной добычи жидкости i-го пласта j-й скважины;

- начальные запасы нефти i-го пласта j-й скважины,

для каждой j-й скважины по данным о начальных запасах работающих пластов и динамике накопленной добычи нефти и жидкости рассчитывают динамику коэффициента извлечения запасов нефти - КИН работающих пластов по формуле

где Q нефти_j - накопленная добыча нефти j-ой скважины;

V нач_j - начальные запасы нефти работающих пластов j-й скважины,

определяют динамику коэффициента использования начальных запасов нефти работающих пластов j-ой скважины по формуле

где Qжидк_j - накопленная добыча жидкости j-ой скважины,

и применяют рассчитанную зависимость КИН_j от КИЗ _j

КИН_j=f(КИЗ_j)

для расчета каждого i-го пласта j-ой скважины по данным с помощью рассчитанного по начальным запасам нефти каждого пласта каждой скважины рассчитывают - текущее значение накопленной добычи нефти i-го пласта j-й скважины

и по полученным данным для каждого пласта анализируют распределение накопленной добычи нефти, жидкости и закачки по отдельным скважинам, производят восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин каждого пласта и построение их карт также по каждому пласту, совмещением которых в трехмерном пространстве получают трехмерную модель остаточных нефтенасыщенных толщин многопластовой нефтяной залежи, после чего по полученной трехмерной модели оценивают систему нагнетания, общую подвижность потока при совместной фильтрации воды и нефти для каждого из пластов и выявляют неразрабатываемые зоны каждого из пластов в отдельности.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят анализ отклонения фактического распределения текущей и накопленной добычи жидкости и/или текущей и накопленной закачки по работающим пластам от расчетного распределения по формуле Дарси.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой многопластовых залежей нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин (ОНТ).

Существует способ контроля за разработкой многопластовой залежи путем определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов [1], который включает отбор проб нефти из каждого продуктивного пласта и определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб с последующим определением относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, отличающийся тем, что определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб производят в видимой и ближней ультрафиолетовой области электромагнитного спектра при нескольких длинах волн, после чего определяют вероятность поглощения излучения проб нефти в указанной области спектра по интегральному спектру пробы во всем интервале длин волн согласно выражению

где К - интегральный удельный показатель поглощения, г/см*л;

₁, ₂ - границы спектра, нм;

Q - эмпирическая константа спектра, г/см* л,

а об относительных дебитах совместно эксплуатируемых пластов судят по формулам

где P_x - вероятность поглощения излучения пробы нефти совместно эксплуатируемых пластов, нм^-1 ;

Р_i, P_j - вероятности поглощения излучения проб нефти соответственно i-го и j-го пластов, нм ^-1.

Данный способ позволяет достаточно точно разделить текущую добычу нефти по совместно разрабатываемым пластам при условии систематического проведения отбора проб и их исследований. Для этого также необходимо наличие достаточного количества опорных скважин, каждая из которых эксплуатирует какой-то один из пластов, так чтобы площадь каждого пласта была бы равномерно охвачена этими опорными скважинами. Анализы проб из этих опорных скважин должны также систематически проводиться для определения опорных значений Р_i, P_j - вероятностей поглощения излучения проб нефти соответствующих пластов. На практике такие исследования проводятся редко, что недостаточно для использования их результатов при распределении добычи нефти по пластам всего фонда скважин за весь период эксплуатации.

Существует способ контроля за разработкой многопластовой залежи путем систематического проведения исследований глубинным дебитомером и глубинным расходомером [2]. Данный способ обеспечивает определение дебита или приемистости каждого из совместно разрабатываемых пластов каждой исследованной скважины. Однако полноценный контроль за разработкой многопластовой залежи с использованием лишь этого метода требует систематического проведения исследований по всему действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин, что в реальной практике не выполняется из-за их высокой стоимости. Обычная практика контроля за разработкой заключается в исследовании большей части нагнетательных скважин и меньшей добывающих скважин несколько раз за историю эксплуатацию. По данным только этих исследований количественное распределение добычи нефти всех скважин за весь период эксплуатации невозможно из-за недостаточности информации.

Существует способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин [3 - прототип], включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, расчет остаточных нефтенасыщенных толщин в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (х, у) по обводненности продукции скважины из соотношений Баклея-Леверетта и восстановление поля остаточных нефтенасышенных толщин в произвольной точке залежи с координатами (х, у) с учетом результатов текущих геолого-промысловых исследований скважин и геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно строят карты начальных нефтенасыщенных толщин, определяют объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемы закачек для нагнетательных скважин и распределение проницаемости по пропласткам и вклады работы скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин как функцию

где

- подгоночный параметр;

r - расстояние от i-й скважины до точки с координатами (х,у);

Q - накопленная добыча или закачка;

h_c(xi, у_i) - рассчитанная из соотношений Баклея-Леверетта остаточная нефтенасыщенная толщина в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x_i , у_i), причем расчет h_c(x°_i , у_i) ведут с учетом распределения проницаемости по пропласткам;

вычисляют остаточную нефтенасыщенную толщину в произвольной точке залежи с координатами (х, у) по формуле

и восстанавливают поле остаточных нефтенасыщенных толщин подбором параметра по итерационной схеме так, чтобы выполнялось балансовое соотношение

где V₀ и V_ост - начальные и остаточные запасы нефти, определяемые по картам начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин;

- накопленная добыча нефти;

₀ - плотность нефти в пластовых условиях.

Данный способ позволяет эффективно проводить контроль разработки однопластового месторождения с учетом распределения проницаемости по пропласткам данного пласта, а также накопленной добычи и закачки каждой скважины путем построения и анализа карт остаточных нефтенасыщенных толщин, разработки и проведения геолого-технических мероприятий. Однако для контроля разработки многопластовых залежей данный способ недостаточно эффективен, т.к. не позволяет определить распределение добычи нефти и выработки запасов по разрезу и произвести трехмерную локализацию остаточных запасов таких залежей. Контроль разработки многопластовых залежей часто требует определить степень выработки отдельных пластов, а также распределение остаточных нефтенасыщенных толщин по площади каждого из пластов с целью адресного планирования и проведения мероприятий.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности способа контроля за разработкой многопластовых нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин (ОНТ) за счет предварительного разделения текущей и накопленной добычи жидкости и нефти каждой скважины по пластам и построения карт остаточных нефтенасыщенных толщин по каждому пласту. Предлагаемый способ контроля за разработкой позволит увеличить эффективность выбираемых и проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Поставленная задача решается тем, что в способе контроля за разработкой нефтяной залежи с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин, включающем геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования пластовых флюидов и пористых сред, построение карты начальных нефтенасыщенных толщин, восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом начальных запасов нефти, объемов накопленной добычи нефти и жидкости каждой добывающей скважины и объемов накопленной закачки каждой нагнетательной скважины и вкладов работающих скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин, дополнительно по данным геолого-промысловых исследований рассчитывают геолого-технологические параметры, в отдельных добывающих и нагнетательных скважинах проводят специальные промыслово-геофизические исследования по определению работающих и неработающих пластов; проводят статистическую обработку результатов этих промыслово-геофизических исследований отдельных скважин и геолого-технологических параметров этих скважин, в процессе которой выявляют значения геолого-технологических параметров, при которых конкретные пласты работают, и значения геолого-технологических параметров, при которых конкретные пласты не работают, на основании чего выявляют работающие и неработающие пласты во всех скважинах за все отчетные периоды эксплуатации; во всех скважинах с учетом геолого-технологических параметров по каждому пласту распределяют текущую и накопленную добычу жидкости и/или текущую и накопленную закачку по выявленным работающим пластам, строят карты начальных нефтенасыщенных толщин для каждого пласта, по которым для каждого i-го пласта каждой j-й скважины рассчитывают начальные запасы нефти и текущее значение коэффициента использования начальных запасов по формуле

где - текущее значение коэффициента использования начальных запасов i-го пласта j-й скважины;

- текущее значение накопленной добычи жидкости i-го пласта j-й скважины;

- начальные запасы нефти i-го пласта j-й скважины;

для каждой j-й скважины по данным о начальных запасах работающих пластов и динамике накопленной добычи нефти и жидкости рассчитывают динамику коэффициента извлечения запасов нефти работающих пластов (КИН) по формуле

где Q нефти_j - накопленная добыча нефти j-ой скважины;

V нач._j - начальные запасы нефти работающих пластов j-й скважины;

определяют динамику коэффициента использования начальных запасов нефти работающих пластов j-ой скважины КИЗ _j по формуле

где Qжидк._j - накопленная добыча жидкости j-ой скважины,

и применяют рассчитанную зависимость КИН_j от КИЗ. _j:

для расчета каждого i-го пласта j-ой скважины по данным

с помощью рассчитанного по начальным запасам нефти каждого пласта каждой скважины рассчитывают - текущее значение накопленной добычи нефти i-го пласта j-й скважины:

и по полученным данным для каждого пласта анализируют распределение накопленной добычи нефти, жидкости и закачки по отдельным скважинам, производят восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин каждого пласта и построение их карт также по каждому пласту, совмещением которых в трехмерном пространстве получают трехмерную модель остаточных нефтенасыщенных толщин многопластовой нефтяной залежи.

Дополнительно проводят много факторный анализ отклонения фактического распределения текущей и накопленной добычи жидкости и/или текущей и накопленной закачки по работающим пластам от расчетного распределения по формуле Дарси.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проведение по каждой скважине геолого-промысловых исследований и определение для каждой скважины следующих данных:

- динамика текущей и накопленной добычи нефти и жидкости по месяцам;

- координаты пластопересечения скважины для каждого пласта;

- глубина кровли и подошвы каждого пласта в разрезе скважины;

- начальная нефтенасыщенная толщина каждого пласта в разрезе скважины;

- средняя проницаемость каждого пласта в разрезе скважины.

2. Расчет по указанным выше данным геолого-технологических параметров скважин и пластов.

3. Проведение лабораторных исследований пластовых флюидов и пористых сред и определение следующих данных:

- вязкость нефти в пластовых условиях;

- вязкость воды в пластовых условиях;

- коэффициент вытеснения нефти водой;

- начальная нефтенасыщенность.

4. Проведение специальных промыслово-геофизических исследований отдельных скважин [4, 5] и определение глубин кровли и подошвы работающих интервалов, сравнение этих глубин с глубинами кровли и подошвы продуктивных пластов в разрезе каждой исследованной скважины и определение работающих и неработающих пластов в разрезе каждой исследованной скважины.

5. Проведение статистической обработки данных о работающих и неработающих пластах в исследованных скважинах совместно с геолого-технологическими параметрами этих скважин и пластов и выявление значений геолого-технологических параметров, при которых конкретный пласт работает, и значений геолого-технологических параметров, при которых конкретный пласт не работает (далее - "статистические закономерности").

6. Определение работающих и неработающих пластов в каждый отчетный период эксплуатации для каждой скважины с учетом значений геолого-технологических параметров и выявленных по п.5 статистических закономерностей.

7. Распределение по выявленным работающим пластам каждой скважины текущей и накопленной добычи жидкости и/или текущей и накопленной закачки этой скважины с учетом влияния геолого-технологических показателей отдельных пластов в разрезе скважины и геолого-технологических показателей самой скважины. Учет этого влияния авторы называют многофакторным анализом.

8. Построение карт начальных нефтенасыщенных толщин для каждого пласта и расчет начальных запасов нефти в зоне разработки каждой скважины для каждого пласта.

9. Расчет текущего значения коэффициента использования начальных запасов нефти зоны разработки каждой скважины каждого пласта по формуле (6).

10. С учетом динамики добычи нефти и жидкости каждой скважины за весь период эксплуатации, а также начальных запасов нефти ранее выявленных работающих пластов производится расчет динамики коэффициента извлечения нефти (КИН) работающих пластов в зоне разработки каждой добывающей скважины по формуле (7) и расчет динамики коэффициента использования начальных запасов нефти (КИЗ) зоны разработки работающих пластов каждой скважины по формуле (8) и определение функции (9) зависимости первого (7) от второго (8).

11. Расчет текущего значения КИН для каждого работающего пласта каждой скважины с учетом текущего значения КИЗ этого пласта по формуле (9).

12. Определение текущего значения накопленной добычи нефти для каждого пласта каждой скважины по формуле (10), расчет суммарной накопленной добычи нефти, жидкости и закачки по отдельным пластам, расчет и анализ показателей выработки их запасов отдельных пластов.

13. Анализ распределения накопленной добычи нефти, жидкости и закачки по отдельным скважинам для каждого пласта, восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин каждого пласта и построение их карт также по каждому пласту, совмещением которых в трехмерном пространстве получают трехмерную модель остаточных нефтенасыщенных толщин многопластовой залежи нефти.

14. Планирование мероприятия по совершенствованию системы разработки многопластовой залежи нефти с использованием трехмерной модели остаточных нефтенасыщенных толщин.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизны".

Относительно "изобретательского уровня": существенным отличием от прототипа является построение карт остаточных нефтенасыщенных толщин по каждому пласту многопластовой залежи. Авторами для выявления работающих пластов в не охваченных специальными промыслово-геофизическими исследованиями скважинах впервые применен метод вероятностно-статистической обработки данных [6], который был адаптирован к данной задаче. Кроме того, для распределения накопленной добычи нефти каждой скважины по пластам по имеющемуся распределению накопленной добычи жидкости впервые была использована характеристика вытеснения, представляющая зависимость коэффициента извлечения нефти от коэффициента использования запасов, измеряемых в долях единицы.

ПРИМЕР КОНКРЕТНОГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

С помощью заявляемого метода проведен послойный анализ разработки объекта БП₁₄ Тарасовского месторождения. Многопластовая залежь представлена шестью изолированными пластами. Коллекторные свойства и литологическая выдержанность пластов ухудшаются сверху вниз. В результате этой тенденции промыслово-геофизическими исследованиями скважин выявлено, что нижние пятый и шестой пласты не работают. С целью направленной выработки мероприятий для каждого из пластов была поставлена задач трехмерного распределения остаточных запасов нефти.

Проведены геолого-промысловые исследования по всему фонду скважин и лабораторные исследования пластовых флюидов и пористых сред. Вязкости нефти и воды в пластовых условиях равны соответственно 0,45 мПа/с и 0,46 мПа/с, коэффициент вытеснения нефти водой составляет 0,59 д.ед., начальная нефтенасыщенность 0,61 д.ед. По данным геолого-промысловых исследований рассчитаны геолого-технологические параметры (ГТП) скважин и пластов:

- проницаемость каждого пласта для каждой скважины;

- начальная нефтенасыщенная толщина каждого пласта в каждой скважине;

- коэффициенты продуктивности и проводимости каждого пласта в каждой скважине;

- для каждой скважины отношение проницаемости, нефтенасыщенной толщины и проводимости каждого пласта этой скважины к максимальному значению в разрезе этой скважины;

- дебит (приемистость) скважины;

- коэффициент использования потенциала скважины (КИП), равный отношению дебита (приемистости) к коэффициенту продуктивности;

- депрессия на пласт в данной скважине;

- расстояние добывающей скважины от нагнетательной;

- расстояние скважины от контуров нефтеносности, замещения и выклинивания.

С применением критерия информативности Кульбака [6] были определены наиболее информативные из них; ими оказались первые шесть из приведенного выше списка.

Проведены специальные промыслово-геофизические исследования скважин по определению глубин кровли и подошвы работающих интервалов (табл.1), результаты которых сравнены с глубинами кровли и подошвы продуктивных пластов, в результате чего в разрезе каждой исследованной скважины определены работающие и неработающие пласты (табл.2).

С целью выявления значений ГТП, обеспечивающих работу или неработу каждого пласта, данные о работающих и неработающих пластах в разрезах исследованных скважин совместно с ГТП этих скважин (табл.3) обработаны методом распознавания образа на основе вероятностной модели [6].

Для каждого пласта диапазон вариации каждого ГТП разбит на несколько интервалов. Для каждого из этих интервалов определена частота попаданий объектов в класс А-скважин, в разрезе которых этот пласт работает, и в класс В-скважин, в разрезе которых этот пласт не работает, а также относительные частоты у_А и у _В.

Для каждого интервала диапазона изменения каждого ГТП рассчитан диагностический коэффициент (ДК):

Далее построена диагностическая таблица (табл.4). Для каждой скважины данного пласта определен суммарный ДК по всем ГТП и построен график распределения объектов по классам в зависимости от значения суммарного ДК (фиг.1) и определен порог, разделяющий область значений суммарного ДК на две области: в первой преобладают скважины группы А, во второй - скважины группы В.

Для каждого пласта каждой неисследованной скважины для каждого отчетного периода по диагностической таблице по значениям каждого k-го ГТП определен ДК_k. Суммарный ДК по всем ГТП для этой скважины рассмотрен с ранее определенным порогом и выявлена принадлежность скважины к тому или иному классу.

Таким образом были выявлены работающие и неработающие пласты в неисследованных и во всех скважинах в каждый отчетный период эксплуатации. Результат по группе скважин за первый квартал 2000 года представлен в табл.5.

Во всех скважинах с учетом результатов геолого-промысловых исследований по отдельным пластам распределены текущая и накопленная добыча жидкости и/или текущая и накопленная закачка по выявленным работающим пластам. При этом на первом этапе за каждый период эксплуатации каждой скважины определено расчетное в соответствии с формулой Дарси распределение добычи жидкости (закачки) по работающим пластам, пропорциональное распределению коэффициента продуктивности (приемистости), равного отношению проводимости к вязкости добываемой (закачиваемой) жидкости.

Далее, для условий низкопроницаемых коллекторов объекта БП ₁₄ Тарасовского месторождения, при которых отмечаются отклонения от закона Дарси, проведен факторный анализ отклонения фактического, полученного по результатам специальных промыслово-геофизических исследований распределения отборов (закачки) по работающим пластам от расчетного, определенного на первом этапе. Анализ показал, что в большинстве случаев фактическое распределение отборов (закачки) по пластам соответствует расчетному (фиг.2). Исключение составили точки в условиях низкой проницаемости, при которых отмечается увеличение отклонения фактической доли пласта в добыче (закачке) скважины от расчетного с уменьшением проводимости (фиг.2) и с уменьшением отношения проницаемости пласта к максимальной проницаемости в разрезе данной скважины. Исключение также составили точки в условиях высоких значений депрессии на пласт, при которых отмечается прямая зависимость анализируемого отклонения от этого ГТП.

С целью прогнозирования выявленных явлений на весь фонд скважин для каждого пласта по данным исследованных скважин построена зависимость относительной величины анализируемого отклонения от комплексного параметра (фиг.2), включающего указанные выше наиболее информативные ГТП:

где К компл_j ⁱ - комплексный параметр, характеризующий условия работы j-й скважины i-го пласта;

K_k ^j - приведенное к максимальному значение k-го ГТП j-й скважины;

А^k - вес k-го ГТП,

при этом в расчетах в качестве веса k-го ГТП использован коэффициент корреляции этого ГТП с величиной отклонения.

Для каждого отчетного периода эксплуатации каждой скважины каждого пласта рассчитано значение комплексного параметра и при его попадании в условия отклонения от закона Дарси по найденной зависимости (фиг.2) рассчитано отклонение фактической доли в добыче (закачке) данного пласта от расчетной согласно закону Дарси. С учетом этого отклонения рассчитано фактическое распределение текущей и накопленной добычи жидкости в разрезах добывающих скважин и закачки в разрезах нагнетательных скважин.

По каждому пласту построены карты начальных нефтенасыщенных толщин, с помощью которых для каждого пласта рассчитаны начальные запасы нефти зоны разработки каждой скважины. С учетом этих данных, а также данных распределения накопленной добычи жидкости для каждой скважины по каждому пласту по формуле (6) рассчитаны текущие значения коэффициента использования начальных запасов каждого пласта в зоне разработки каждой добывающей скважины.

Далее для каждой добывающей скважины по данным добычи нефти и жидкости за весь период эксплуатации, а также по данным начальных запасов зоны разработки определенных ранее работающих пластов рассчитана динамика коэффициента извлечения нефти КИН_j работающих пластов зоны разработки и динамика коэффициента использования начальных запасов (КИЗ) работающих пластов этой зоны и определена функция зависимости (9) первого от второго, пример которой для одной из скважин представлен на фиг.3.

Эта зависимость, значение и аргумент которой измеряются в долях единицы как усредненная характеристика вытеснения работающих пластов зоны разработки скважины, переносится на каждый работающий пласт. Для увеличения соответствия полученной таким образом усредненной характеристики вытеснения работающих пластов фактическим характеристикам каждого из работающих обводняющихся пластов из расчета этой характеристики исключены пары значений необводненных работающих пластов, накопленная добыча нефти каждого из которых приравнивалась к накопленной добыче жидкости.

Для скважин объекта БП₁₄ Тарасовского месторождения найденная зависимость аппроксимирована функцией:

С помощью построенной для каждой скважины зависимости КИН_j от КИЗ_j для каждого работающего обводненного пласта этой скважины по текущему значению определены значения . Далее, по формуле (10) для каждого пласта каждой скважины определено текущее значение накопленной добычи нефти.

Для каждой j-ой добывающей скважины расчетные текущие значения накопленной добычи нефти отдельных пластов уточнены сравнением их суммы по пластам с фактическим текущим значением накопленной добычи нефти Qнфакт_j данной скважины

где 'Qнефть_j ⁱ - уточненное значение накопленной добычи нефти i-го пласта j-ой скважины; а расчет корректирующего коэффициента d_j произведен по формуле

По полученным данным распределения накопленной добычи нефти, жидкости и закачки по пластам в разрезе каждой скважины были рассчитаны общие показатели разработки отдельных пластов (табл.6), из которой видно, что более всего выработаны запасы нефти первого пласта. Менее всего из проанализированных четырех пластов выработан четвертый. При этом запасы нижних пятого и шестого пластов не выработаны вообще. На основании этого было принято решение о разработке комплекса мероприятий по вовлечению в разработку нижних четвертого, пятого и шестого пластов.

Для каждого пласта с учетом данных накопленной добычи нефти и жидкости по добывающим скважинам и накопленной закачки по нагнетательным скважинам произведено восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин и построены карты восстановленных остаточных нефтенасыщенных толщин каждого пласта, совмещением которых в трехмерном пространстве получена трехмерная модель остаточных нефтенасыщенных толщин (фиг.4). На основе этой модели принято решение о переводе системы нагнетания с девятиточечной схемы на более жесткую пятиточечную путем перевода под нагнетание части добывающих скважин, отмеченных крестиками на карте остаточных нефтенасыщенных толщин четвертого пласта (фиг.5). Анализ карты позволил выявить неразрабатываемые зоны каждого из пластов по отдельности. Например, анализ карты остаточных нефтенасыщенных толщин четвертого пласта выявил, что большая часть остаточных запасов этого пласта сосредоточена в неохваченной разработкой восточной зоне, где остаточные нефтенасыщенные толщины составляют до 10 м, которую рекомендовано разбурить, предварительно сделав глубокий разрыв пласта (ГРП) на разведочной скв. №73.

Данный подход позволяет учесть также влияние снижения общей подвижности потока при совместной фильтрации воды и нефти в области средних значений водонасыщенности для каждого из пластов, если оно выявляется в ходе многофакторного анализа. При этом анализируемым параметром становится описанный коэффициент использования начальных запасов i-го пласта в зоне разработки j-й скважины.

Источники информации

[1] Патент №2052094. Доломатов М.Ю., Хашпер Л.М., Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Телин А.Г., Баринова Л.Н., Доломатова Л.А., Хисамутдинов Н.И. Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. Е 21 В 47/10, 1996.

[2] Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. Москва, 2002 г.

[3] Патент №2122107. Хасанов М.М., Хатмуллин И.О., Хамитов И.Г., Галеев Р. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин. Е 21 В 43/20, 1998.

[4] Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. Москва, 2002 г.

[5] Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01. Москва, 2002 г.

[6] А.Х.Мирзаджанзаде и др. "Методическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону", Москва, ВНИИ - 1974.

Таблица 2
№ скв	Перфорированная толщина, м	Толщина работающих пластов, м	Нефтенасыщенная толщина, м	Рабочие пласты	Перфорированные пласты
307	13,2	1,4	15,2	1, 3	1, 2, 3, 4, 6
230	6,0	2,6	10,7	1	1
267	2,0	0,8	2,4	3	3, 4
278	0,6	10,0	10,0	1, 3, 4	1
291	15,4	12,0	37,4	3	1, 3
535	18,7	6,0	23,7	1, 2	1, 2, 4, 5
630	14,2	1,6	14,2	1	1, 2, 3
458	7,8	2,8	20,0	1	1, 2
824	14,2	4,4	15,4	3	1, 2, 3
730	6,1	2,6	19,1	1, 2	1, 2

Таблица 3
№ скв	Работает/не работает			Дебит, т/сут	кип	Депрессия на пласт, атм		Начальная нефтенасыщенная толщина, м		Отношение толщин, д.ед	Проницаемость, мД		Отношение проницаемости, д.ед
1	2			3	4	5		6		7	8		9
230	нет			42,6	0,2	59,4		6,2		1,0	27,6		1,0
267	нет			2,6	0,2	75,9		6,1		1,0	35,2		1,0
278	да			29,6	0,0	3,8		4,1		1,0	77,7		0,6
291	нет			47,5	0,1	30,9		1,2		0,1	0,9		0,1
307	да			10,6	0,0	5,8		1,0		0,2	1,0		0,0
458	да			5,7	0,0	6,0		2,8		0,5	11,6		1,0
535	да			7,9	0,0	0,0		2,4		0,6	3,0		0,2
630	да			33,4	0,1	49,4		4,5		1,0	17,0		1,0
730	да			7,5	0,6	217,8		0,3		0,0	0,9		0,1
824	нет			8,6	0,0	10,7		3,6		0,9	47,6		1,0
Продолжение таблицы 3
№ скв		Проводим ость, мД*м	Отношение проводимости, д.ед				Расстояние от зоны замещения, шаг сетки		Расстояние от линии выклинивания, шаг сетки			Расстояние от ВНК, шаг сетки
1		10	11				12		13			14
230		170,1	1,0				2,0		4,0			4,0
267		214,9	1,0				4,0		2,0			4,0
278		317,4	0,8				3,0		3,0			3,0
291		1,1	0,0				4,5		1,0			4,5
307		1,0	0,0				4,0		2,0			4,0
458		32,2	1,0				3,0		3,0			3,0
535		7,2	0,1				4,0		2,0			4,0
630		77,0	1,0				3,0		3,0			4,0
730		0,3	0,0				4,0		4,0			1,0
824		171,3	1,0				3,0		3,0			3,0

Таблица 4
Интервал		Частота попаданий в класс А ед.	Частота попаданий в класс В, ед.	Относительная частота по классу А, %	Относительная частота по классу В, %	DK
Отношение нефтенасыщенной толщины к максимальному по разрезу
0,02	0,11	9	2	6,43	16,67	-3,11
0,11	0,21	10	1	7,14	8,33	-1,98
0,21	0,31	4	0	2,86	0	-2,15
0,31	0,41	8	2	5,71	16,67	-3,37
0,41	0,51	3	1	2,14	8,33	-3,17
0,51	0,61	3	0	2,14	0	0,21
0,61	0,7	7	0	5	0	1,96
0,7	0,8	9	0	6,43	0	1,76
0,8	0,9	0	2	0	16,67	0,28
0,9	1	87	4	62,14	33,33	1,85
Сумма		140	12			-7,72
Класс А		0	<=	51,22	=>
Класс В		0,02	<=	0,66	=>
Проницаемость
0,79	10,5	70	8	50	66,67	-0,76
10,5	20,2	19	0	13,57	0	0,41
20,2	29,9	21	2	15	16,67	-0,11
29,9	39,61	11	1	7,86	8,33	0,05
39,61	49,31	2	1	1,43	8,33	-1,31
49,31	59,01	9	0	6,43	0	1,8
59,01	68,72	0	0	0	0	3,95
68,72	78,42	2	0	1,43	0	0
78,42	88,12	5	0	3,57	0	0
88,12	97,83	1	0	0,71	0	0
Сумма		140	12			4,03
Спасе А		0	<=	31,08	=>
Класс В		0,89	<=	15,48	=>
Проводимость
0,1	69,13	81	8	57,86	66,67	-0,34
69,13	138,2	19	0	13,57	0	0,01
138,17	207,2	13	3	9,29	25	-1,33
207,21	276,2	5	1	3,57	8,33	-1,43
276,24	345,3	8	0	5,71	0	0,47
345,28	414,3	3	0	2,14	0	5,46
414,31	483,4	4	0	2,86	0	0
483,35	552,4	0	0	0	0	0
552,38	621,4	5	0	3,57	0	0
621,42	690,5	2	0	1,43	0	0
Сумма		140	12			2,84
Класс А		0	<=	98,68	=>
Класс В		0,1	<=	77,24	=>

Таблица 5
Скважина	Пласт
	1	2	3	4
178	работает	не работает	не работает	не работает
241	работает	работает	работает	работает
245	работает	работает	работает	работает
271	работает	работает	работает	работает
279	работает	работает	работает	работает
351	работает	работает	не работает	работает
353	работает	работает	работает	не работает
376	работает	работает	не работает	работает
378	работает	работает	не работает	не работает
403	работает	не работает	не работает	работает
416	работает	работает	работает	не работает
416	работает	работает		работает
434	работает	работает	работает	работает
477	работает	работает	работает	не работает
516	работает	работает	не работает	не работает
552	работает	работает	работает	работает
554	работает	работает	работает	не работает
594	работает	работает	работает	не работает
595	работает	работает	не работает	не работает
631	работает	работает	не работает	не работает
647	не работает	работает	не работает	не работает
1091	работает	работает	работает	работает
1095	работает	работает	работает	работает
1095	работает	работает	работает	работает

Таблица 6
Залежь	В+С1'		Накопл. компенсация отбора закачкой, д.ед
	Текущий КИН, %	Выработка НИЗ, %
1БП14	32,0	91,4	1,357
2БП14	19,6	56,0	1,600
3БП14	18,6	53,1	1,406
4БП14	2,5	7,1	1,318
Всего по БП-14	23,2	23,2	1,364