Методы прогнозирования коэффициента извлечения нефти в процессе разработки на примере Тайлаковского нефтяного месторождения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НА ПРИМЕРЕ ТАЙЛАКОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Кааров Ж.З.

Кааров Жоомарт Зайржанович - инженер, отдел анализа и разработки месторождений УВС, ООО «ГеоЭкоАудит», г. Тюмень

Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения УВС.

На Тайлаковском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта, (Ач; Ю1; Ю2-3; Ю4). По состоянию на 01.01.2018 разрабатывается только объект Ю2-3.

Основные технологические показатели разработки на проектный период получены при помощи гидродинамического моделирования с использованием программного комплекса «tNavigator» компании RFD.

С целью обоснования полученных геолого-гидродинамическим моделированием коэффициентов нефтеизвлечения по объектам и в целом по месторождению было проведено сопоставление с результатами оценки КИН по другим методикам: эмпирическими и статистическими методами оценки КИН.

Статистические методы прогнозирования КИН

В рамках работы для оценки КИН были рассмотрены зависимости следующих авторов Гомзикова В. К. и Молотовой Н. А., Гомзикова В. К., Р. Гутри и М. Гринберга, Д. Арпса, Кожакина С. В., МИНГЕО-87. Прогнозные значения КИН рассчитанные статистическими методами представлены в таблице 1.

1. Статистическая модель Гомзикова В. К. и Молотовой Н. А. с учетом размеров водонефтяных зон ^внз), нефтенасыщенности (Кн.н.) и пластовой температуры (Т) и имеет вид:

КИН = 0.195 - 0.0078 ц0 + 0.082 • ^ Кпр +0.00146 • Т + 0.0039 • Ннн + 0.180 Кпес - 0.055 Овнз + 0.27 Кн.н. - 00086 8 ( )

2. Статистическая модель В. К. Гомзиковым приведены следующее соотношение для коэффициента извлечения нефти:

КИН = 0.333 - 0.0089 • ^ + 0.121 • ^ Кпр +0.0013 • Т + 0.0038 • Ннн + 0.149 Кпес - 0.085 Овнз + 0.173 Кн.н. - 0.00053 8 ( )

3. Р. Гутри и М. Гринбергом, составлена статистическая зависимость:

п (1.3)

КИН = 0.11403 + 0.2719 ^ Кпр + 0.2556 • (1 - Кн.н.) - 0.1355 ^ цн - 1.538 Кп

- 0.001144 Ннн

4. Статистическая зависимость для прогноза коэффициента нефтеизвлечения по Д. Арпсу выглядит следующим образом:

КИН = 0.54898 (Кп Кн.н./В)а0422 (Кпр Цв / ЦнГ" (1-Кн.н.)- 0 1903 (Р0/Рк)- „

0.2159,£ (1.4)

где Рк - пластовое давление в конце разработки;

С - коэффициент относительного соответствия эффективности заводнения и естественного водонапорного режима.

5. Статистическая зависимость Кожакина С. В. для прогноза коэффициента нефтеизвлечения терригенных коллекторов выглядит следующим образом:

КИН = 0.507 - 0.167 • ^ ^ + 0.0275 ^ Кпр - 0.05 • Wk + 0.0018 • Ннн + +

0.071 Кпес - 0.000855 8 ( )

6. Статистическая зависимость МИНГЕО-87, выведенная для объектов, представленных терригенными коллекторами имеет вид:

КИН = 0.114+(0.509 Кп Кн.н.)/В)+(0.044 1п Кпр ц0)+(0.003 Кпрод)+(0.166 Кпес)

-(0.003 Кр)+(0.006 (Рпл/Рнас)) + (0.005 Ннн) ( )

24

Метод оценки КИН Ач Ю! Ю2_з Ю4 Месторождение

Гомзиков В.К. и Молотова Н.А.

Гомзиков В.К.

Р. Гутри и М. Гринберг

Д. Арпс 0,311 0,289 0.328 0,290 0,305

С.В. Кожакин

Комбаров

Среднее значение 0,311 0,289 0.328 0,290 0,305

В результате расчётов статистическим методом прогнозный КИН по месторождению составил 0,305.

Эмпирический метод прогнозирования КИН

Использование данного метода для оценки конечной величины коэффициента нефтеизвлечения рекомендовано отраслевым руководящим документом. В основе метода лежит статистический обобщенный метод оценки КИН, накопленный в отечественной и зарубежной практике. Система определяющих КИН параметров включает характеристики эксплуатационных объектов, которые достаточно надежно устанавливаются в процессе разведки месторождения: средняя проницаемость - Кпр (Дарси), средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - Ннн (см), вязкость нефти в пластовых условиях - цн (мПа*с), коэффициент песчанистости - Кпес, коэффициент расчлененности - Кр. В качестве технологических факторов выступают режим разработки (заводнение) и плотность сетки скважин - S (га/скв).

Для расчета КИН нефтяных залежей используются четыре зависимости: КИН = 0.764 • ехр(-0.0906 • S / при условии Кпес >0.75 и Кр < 2, КИН = 0.730 • ехр(-0.102 • S / при условии 0.75 > Кпес > 0.6 и 2 < Кр < 4, КИН = 0.692 • ехр(-0.104 • S / при условии 0.6 > Кпес > 0.5 и 4 < Кр < 6, КИН = 0.652 • ехр(-0.102 • S / при условии 0.5 > Кпес > 0.37 и 6 < Кр < 8, где G = Кпр Ннн / цн. Результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2. Прогнозные значения КИН, рассчитанные эмпирическим методом

Эмпирическая зависимость АЧ Ю1 Объект Ю^з Ю4

КИН = 0,764*ехр(-0,0906*Б/^) 0,188

КИН = 0,730*ехр(-0,102*Б/^) -

КИН = 0,692*ехр(-0,104*Б/^) -

КИН = 0,652*ехр(-0,102*8/^) -

Среднее значение 0,188-

В результате расчётов эмпирическим методом прогнозный КИН по объекту Ю2-3 составил 0,188.

Проведенные расчеты показывают, что значения КИН, определенные на гидродинамических моделях, сопоставимы с рассчитанными методиками.

В целом по месторождению расчетный КИН составляет 0,361.

Сопоставление расчетных значений КИН, полученных различными методами, представлено в таблице 3.

Таблица 3. Сопоставление коэффициентов извлечения нефти, полученных различными

методами

Эксплуатационный объект Вариант разработки Расчётные величины

По Г ДМ КИН по другим методикам

Квыт. Кохв КИН статистический эмпирический

АЧ 2* 0,481 0,625 0,300 0,311

Ю! 2* 0,436 0,775 0,337 0,289

Ю2_з 2* 0,472 0,770 0,363 0,331 0,188

Ю4 2* 0,443 0,628 0,278 0,290

Список литературы

1. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / Б.В. Покрепин. Москва.: Феникс, 2016. 605 с.

2. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Учебное пособие / Воронцова И.В., Филлипов В.П. Москва, 2000. 300 с.

3. Физика нефтяного и газового пласта: Медведев Ю.А. Курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. 158 с.

4. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989. 245 с.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ПРИМЕНЕНИЕМ В НИХ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Кааров Ж.З.

Кааров Жоомарт Зайржанович - инженер, отдел анализа и разработки месторождений УВС, ООО «ГеоЭкоАудит», г. Тюмень

Цель исследования: Эффективное размещение горизонтальных скважин (ГС) в площадных системах заводнения с применением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на основе модульной системы гидродинамического моделирования.

Основные задачи исследования:

- Оценка эффективности использования горизонтальных скважин с МГРП в площадных системах заводнения;

- Улучшение выработки трудноизвлекаемых запасов с использованием новых систем разработки;

- Модификация методики прогнозирования оптимальной длины поперечных трещин ГРП в горизонтальных скважинах;

- Разработка методики выбора горизонтальных скважин кандидатов для проведения в них МГРП.

В последнее время перспективы увеличения добычи нефти на месторождениях Западной Сибири во многом связаны с залежами нефти, приуроченными к низкопроницаемым пластам юрских отложений. Извлекаемые запасы нефти в юрских отложениях исчисляются десятками миллионов тонн, и вовлечение их в разработку является одной из основных задач нефтедобывающих предприятий. Применение ГС с МГРП является одним из самых актуальных направлений в совершенствовании разработки низкопроницаемых коллекторов.

Однако, с началом использования горизонтальных скважин, возникла проблема в проектировании систем размещения ГС. Это привело к усовершенствованию систем