Approbation of methods for determining the coefficient of the difference in the physical properties of oil and and displacing agent

Full Text

Введение

Традиционно нефтяное месторождение проходит определенные этапы жизни, которые включают поиск и разведку, предварительную оценку запасов и в последующем проектирование разработки. На основе проектного документа, в котором обосновывается рациональная система разработки, режим работы залежи, технология воздействия, принцип выделения эксплуатационных объектов, очередность их ввода, темпы бурения и освоения, месторождение осваивается и вводится в промышленную разработку. Как показано в работе [1], системный анализ процесса разработки нефтяных месторождений позволил определить режим работы залежи, оценить эффективность воздействия на пласт и структуру текущего коэффициента извлечения нефти.

Актуальной задачей также является определение дополнительных параметров, объективно характеризующих эффективность разработки. Одним из таких параметров является коэффициент различия физических свойств (µ₀), предложенный В.Д. Лысенко [2–5]. Однако данный теоретически обоснованный параметр не нашёл своего практического применения, поэтому нами проведён комплекс аналитических, лабораторных, промыслово-исследовательских работ по апробированию и определению данного параметра на примере скв. 60 горизонта Ю-1С месторождения Каламкас.

Литературный обзор

В работе [2] приводится несколько способов определения µ₀, которые рассчитываются аналитическими, прямыми и косвенными методами.

Первый способ определения µ₀ – по фактическому обводнению добывающих скважин (1):

${\mu }_0=\frac{A_2}{1-A_2}\times \frac{1-A}{A}$ (1)

где (1 – А) – расчетная доля нефти в дебите жидкости (при предположении µ₀ = 1), (1 – А₂) – весовая доля нефти в дебите жидкости.

Коэффициент µ₀ является динамическим параметром, зависит от коэффициента заводнения Кз и теоретически имеет вид, показанный на рис. 1.

 

Рисунок 1. Зависимость весовой доли нефти в дебите жидкости от коэффициента заводнения К_з

 

Как указывается в работе [2], зависимость, указанную выше, можно наблюдать при соблюдении двух условий:

– безаварийная работа скважины в водный период её эксплуатации и фиксированное значение депрессии на пласт;

– неизменная система разработки залежи, которая исключает переход от одного метода повышения нефтеотдачи к другому.

Соблюдение условий такого характера в процессе разработки объектов затруднительно и, вероятнее всего, не имеет экономической целесообразности. В связи с возникновением ряда проблем и для применения данного метода определения µ₀ необходимо рассчитать подвижные запасы согласно методике, описанной в работе [6]. Подвижные запасы оцениваются по характеристикам вытеснения нефти водой, что подробно изложено в работе [6], и базируются на теории Баклея-Леверетта – зависимости жидкостно-нефтяного фактора (Rж) от суммарного отбора жидкости (Qж), которая описывается формулой (2):

$R_{ж}=\frac{Q_{ж}}{Q_{н}}=a+b Q_{ж}$ (2)

где а и b – постоянные коэффициенты линейной функции, определяемые как угловой коэффициент и отрезок на оси ординат соответственно, Qж, Qн – накопленный отбор жидкости и нефти соответственно.

Второй метод определения µ₀ возможен при известных значениях коэффициентов продуктивности скважины в начальный безводный период и после её обводнения и описывается формулой (3):

${\mu }_0=\frac{{\eta }_{F2}-\eta }{{\eta }_0-\eta }$ (3)

где ƞ₀, ƞ и ƞ_F2 – коэффициенты продуктивности добывающей скважины по нефти и жидкости после начала обводнения скважины и коэффициент продуктивности по нефти в начальный безводный период при забойном давлении выше давления насыщения Pс > Рнас соответственно.

Когда коэффициент продуктивности скважины снижается при условии снижения её забойного давления ниже давления насыщения, то определение µ₀ описывается формулой (4):

${\mu }_0=\frac{{\eta }_{F2}-\eta }{\eta \text{'}-\eta }=\frac{{\eta }_{F2}-\eta }{{\eta }_0\times {\displaystyle \frac{\eta \text{'}}{{\eta }_0}}-\eta }={\mu }_0=\frac{{\eta }_{F2}-\eta }{{\eta }_0\times e^{-\alpha (P_{нас}-Р{\text{'}}_c)}-\eta }$ (4)

$\alpha =\frac{1}{P_{нас}-{Р}_{с}}\times \ln \left(\frac{{\eta }_0}{\eta }\right)$ (5)

где Р_нас – давление насыщения, Р_с – забойное давление ниже давления насыщения, α – показатель снижения коэффициента продуктивности по нефти.

Третий метод определения µ₀ – по текущим весовым дебитам жидкости и нефти и начальному весовому дебиту нефти – описывается формулой (6):

${\mu }_0=\frac{q_{F2}-q}{q_0-q}$ (6)

где q_F2 – текущий весовой дебит по жидкости, q – текущий весовой дебит по нефти, q₀ – начальный весовой дебит по нефти.

И одним из последних способов, указанных в этой статье, является определение µ₀ через коэффициент вытеснения и свойств нефти и вытесняющего агента, который описывается формулой (7):

${\mu }_0=\frac{1}{2}\times (1+\frac{{\mu }_{н}}{{\mu }_{а}}\times {К}_{в}^{1,5})\times \frac{{\gamma }_{а}}{{\gamma }_{н}}\times b$ (7)

где µ_н, ϒ_н и b –вязкость нефти в пластовых условиях, плотность нефти в поверхностных условиях и объёмный коэффициент нефти соответственно, µа, ϒа – вязкость и плотность в пластовых условиях вытесняющего агента, Кв – коэффициент вытеснения нефти агентом в добывающую скважину в процессе её обводнения.

В работе [7] упоминается коэффициент конечной подвижности М («End mobility ratio») в качестве определяющего параметра при анализе эффективности водонапорного режима. Данный параметр определяется следующим отношением (8):

$M=\frac{{\mu }_{н}\times k_w}{{\mu }_a\times k_0}$ (8)

где µ_н, k_o – вязкость нефти в пластовых условиях и проницаемость по нефти соответственно, µа, kw – вязкость воды в пластовых условиях и проницаемость по воде соответственно.

При сравнении двух параметров µ₀ и М наблюдается схожесть, т.к. практически оба параметра определяются на одних и тех же свойствах. Отсюда можно сделать вывод, что В.Д. Лысенко в работе [2] не полностью раскрыл определение µ₀ как коэффициент конечной подвижности.

Объект исследования

Рассматриваемым объектом исследования является скв. 60 горизонта Ю-1С месторождения Каламкас.

Газонефтяное месторождение Каламкас открыто в 1976 г. и внедрено в промышленную разработку 1979 г.

Горизонт Ю-1С является одним из эксплуатационных объектов. В основном, пласты представлены терригенными породами, где средняя проницаемость составляет 420 мД.

Скв. 60 эксплуатируется винтовым насосом на горизонте Ю-1С с 1977 г. На текущий момент накопленная добыча нефти составляет 114 тыс. т, обводненность – 97%.

Результаты и обсуждения

В ходе расчета µ₀ по фактическому обводнению скв. 60 был построен график зависимости весовой доли нефти в дебите жидкости от µ₀ (рис. 2). При построении графика был рассчитан жидкостно-нефтяной фактор для определения подвижных запасов нефти.

 

Рисунок 2. Зависимость весовой доли нефти в дебите жидкости от коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента (µ0) по скв. 60

 

Как видно из графика, поведение кривой µ₀ по скв. 60 имеет высокую сходимость при µ₀ = 7. Ранее µ₀ можно рассчитать по текущим весовым дебитам жидкости и нефти и начальному весовому дебиту нефти:

${\mu }_0=\frac{q_{F2}-q}{q_0-q}=\frac{77,5 {\displaystyle \raisebox{1ex}{$т$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$сут$}\right.}-12,5{\displaystyle \raisebox{1ex}{$ т$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$сут$}\right.}}{12,5{\displaystyle \raisebox{1ex}{$ т$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$сут$}\right.}-2,3{\displaystyle \raisebox{1ex}{$т$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$сут$}\right.}}=7,4$

 

Рисунок 3. Зависимость текущего дебита нефти и жидкости от накопленного отбора нефти по скв. 60

 

При определении µ₀ через коэффициент вытеснения (Квыт) и свойств нефти и вытесняющего агента были использованы данные, полученные при исследовании относительных фазовых проницаемостей (далее – ОФП) на скв. 6125. Причинами выбора данных скв. 6125 являются полученные образцы керна на том же горизонте, на котором эксплуатируется исследуемая скв. 60. При определении коэффициента вытеснения нефти водой на скв. 6125 была использована модель пластовой нефти, где вязкость µ_мпн = 23 мПа·с. После расчета относительных фазовых проницаемостей были получены значения остаточной нефтенасыщенности (βон = 0,361), остаточной водонасыщенности (β_ов = 0,165) и значение коэффициента вытеснения К_в = 0,5677.

${К}_{в}=1-\frac{{\beta }_{он}}{1-{\beta }_{ов}}=1-\frac{0,361}{1-0,165}=0,5677$

 

Рисунок 4. График относительной фазовой проницаемости на образце №50 скв. 6125

 

После расчета Кв и при известных свойствах нефти и жидкости был рассчитан µ₀ по формуле (7), значение которого равно 7,08, где µн = 23 мПа·с, µ_а = 1 мПа·с, Кв = 0,5677, ϒа = 1,08 г/см³, ϒн = 0,8717 г/см³ и b = 1,057.

В ходе лабораторного исследования ОФП был рассчитан коэффициент подвижности М по формуле (8), при расчете данного коэффициента также получено значение, равное 7,08.

Определение µ₀ через коэффициенты продуктивности скважины

Для расчета необходимо определить коэффициент продуктивности жидкости и нефти после обводнения и безводный период, а также давление насыщения.

При опробовании горизонта Ю-1С скв. №60 было определено значение коэффициента продуктивности нефти безводного периода, равное 1,38 т/сут/атм.

Для определения коэффициента продуктивности жидкости и нефти после обводнения были проведены гидродинамические исследования скважин (далее – ГДИС) методом кривой восстановления уровня. Также перед закрытием скважины на исследование были замерены динамические уровни, затрубные давления, дебиты жидкости и отобраны устьевые пробы для определения режима работы скважины. Регистрация показателей произведена прибором «СУДОС-автомат». Согласно предоставленным данным, количество замеренных точек составило 248. Путем пересчета уровня жидкости в давление построен график кривой восстановления давления (рис. 5). Время закрытия скважины составило 99,6 ч. Далее в программу Saphir были введены необходимые исходные параметры для интерпретации кривой восстановления давления (далее – КВД) (табл. 1).

 

Таблица 1. Исходные параметры скв. 60

Параметр	Значение
Радиус скважины, мм	108
Эффективная толщина, м	3,8
Пористость, д. ед.	0,29
Объёмный коэффициент нефти	1,057
Вязкость нефти, сПз (мПа·с)	23
Общая сжимаемость системы, атм-1	1.10e-4
Дебит жидкости, м³/сут	75
Обводненность (по лабораторным исследованиям), %	92

 

Рисунок 5. Изменение забойного давления во времени (КВД)

 

В процессе дальнейшей интерпретации были построены билогарифмический график (log-log plot) изменения давления во времени с его производной от времени (рис. 6) и полулогарифмический график (рис. 7).

 

Рисунок 6. График изменения давления во времени в логарифмических координатах (logdP – logdt) и производная давления

 

Рисунок 7. График изменения давления во времени в полулогарифмических координатах

 

Путём подбора и уточнения моделей ствола скважины, скважины, пласта и границы удалось получить фильтрационные и энергетические параметры пласта (табл. 2).

 

Таблица 2. Результаты исследования скважины

Параметры модели пласта	Подобранные параметры модели пласта
Модель ствола скважины	Изм. ВСС (по Fair)
Модель скважины	Вертикальная
Модель пласта	Однородный
Модель границы	Бесконечный
Забойное давление на ВДП, атм	65
Пластовое давление на ВДП, атм	83
Проводимость, мД*м	2250
Проницаемость, мД	593

ВДП – верхние дыры перфорации;

ВСС – влияние ствола скважины

 

По полученным данным интерпретации ГДИС можно определить коэффициенты продуктивности жидкости и нефти после обводнения, которые равны 4,13 и 0,3 т/сут/атм соответственно. Исходя из рассчитанных выше параметров, значение µ₀ через коэффициенты продуктивности скважины при условии Pс < Рнас составило 7,12.

Таким образом, все значения µ₀ по скв. 60, вычисленные разными методами, практически находятся на одном уровне, что указывает на взаимозаменяемость рассмотренных методик. В условиях ограниченности достоверных промысловых данных эта взаимозаменяемость является преимуществом данного метода.

Заключение

Рассмотрены различные методы определения µ₀:

– аналитические, где µ₀ является динамическим параметром и зависит от коэффициента заводнения (К_з), а также определение µ₀ по текущим весовым дебитам жидкости и нефти и начальному весовому дебиту нефти;

– промыслово-исследовательские, где определение µ₀ возможно при известных значениях коэффициентов продуктивности скважины в начальный безводный период и после ее обводнения;

– лабораторные, где µ₀ определяется через коэффициент вытеснения и свойства нефти и вытесняющего агента.

Полученные результаты имеют высокую сходимость и подтверждают теоретическую обоснованность. Также из выше представленных методов и полученных результатов можно сделать вывод, что коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента – это и есть коэффициент конечной подвижности.

About the authors

Alibek B. Zhaikanov

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaygas

Author for correspondence.
Email: zhaikanov_a@kaznipi.kz

первый заместитель директора филиала по геологии и разработке

Kazakhstan, Aktau

Salamat K. Zhubaniyazov

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaygas

Email: zhubaniyazov_s@kaznipi.kz

ведущий инженер службы разработки месторождений

Kazakhstan, Aktau

Marat S. Sagyndikov

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaygas

Email: sagyndikov_m@kaznipi.kz

руководитель службы повышения нефтеотдачи пластов

Kazakhstan, Aktau

References

Supplementary files