669

Можно выделить несколько типичных ситуаций разработки нефтяных залежей, когда при проектировании целесообразно применение геолого-статисти- ческих моделей, что может быть более эффективно по сравнению с методами гидродинамического моделирования, в том числе исходя из экономических (временных) затрат:

–для недоразведанных залежей нефти в условиях, когда технология разработки еще не сформирована;

–длянедоразведанных залежейнефти в условиях, когда известны проектный фонд скважин идинамика егобурения погодам;

–при известной прогнозной динамике выбытия скважин;

–для оперативного расчета различных вариантов закачки по годам и т.д.

На этапе проектирования недоразведанных месторождений, как правило, недостаточно исходной геолого-физической информации для формирования достовер-

ной гидродинамической модели [4, 5]. В начале разработки динамика обводненности продукции скважин должна определяться типом коллектора и вязкостью пластовой нефти, а также темпом ввода новых

Рис. 1. Зависимость максимального добывающего фонда скважин от начальных геологических запасов

В этом случае, зная тип коллектора (карбонатный или терригенный) и вязкость пластовой нефти, для оценки динамики обводненности можно воспользоваться зависимостями wµ = f(η), подбирая зависимость исходя из конкретных геологических условий залежи [1].

Начальная динамика обводненности в конечном итоге закладывает динамику обводненности продукции скважин на перспективу. Основополагающим фактором при прогнозе динамики w являются геолого-физические условия залежей, прежде всего вязкость и тип коллектора. С учетом этого зависимости w = f(η), построенные в конкретных диапазонах µ, для конкретных типов эксплуатационных объектов можно рассматривать как базовую прогнозную составляющую wµ. Оценки wµ характеризуют прогнозную

Учет текущей закачки рабочего агента при оценке расчетной обводненности продукции

Введение поправки ∆wзак за текущую закачку рабочего агента объективно лишь в тех случаях, когда применение системы ППД на объекте разработки эффективно. Оценить эффективность закачки можно, проанализировав динамику пластового давления Рпл [6, 7]. В рамках исследований данной работы проведен анализ энергетического состояния залежей, находящихся на завершающих стадиях разработки, оценено влияние закачки на динамику Рпл.

Жесткость системы воздействия ППД оценивалась путем введения поправки ∆wзак, учитывающей текущую закачку впласт рабочего агента. Для оценки ∆wзак конкретных эксплуатационных объектов вданной работе введен показатель отношения фактической текущей закачки к ее осредненной величине для фактического действующего фонда скважин кф/ср. Для расчета последней построена статистическая зависимость текущей закачки от максимального фонда скважин (см. рис. 2).

Для эксплуатационных объектов с фактической закачкой, соответствующей осредненной (закф/ср = 1), поправка ∆wзак = 0.

Для таких объектов можно считать, что текущая закачка полностью отражена вдинамике wµ = f(η), и прогноз можно осуществлять по ранее приведенным зависимостям из рисунков, представленных

вработе [1]. Для ситуаций, когда закф/ср отлична от 1, необходим статистический анализ влияния закф/ср на обводненность

вразличных геолого-технологических условиях разработки [10]. В результате такого анализа установлено, что значимое влияние закачки на обводненность продукции на начальном этапе реализации ППД проявляется только на объектах разработки связкостью пластовой нефти от 5 мПа·с ивыше, для объектов с меньшей вязкостью такого влияния не отмечено [11, 12]. В зависимости от знака отклонения текущей закачки от осредненной динамика обводненности продукции добывающих скважин может как увеличиваться, так и уменьшаться посравнению с wµ = f(η) [2].

Учет динамики фонда скважин при оценке расчетной обводненности продукции

Динамику бурения и выбытия добывающего фонда скважин во многом определяют все технологические показатели разработки, в том числе и обводненность продукции. В данной работе для оценки динамики фонда скважин в процессе разработки залежи введен показатель текущей доли добывающего фонда от его максимальной величины за историю разработки Дф. Показатель доли фонда скважин Дф изменяется за историю разработки от первых процентов в начале и в конце разработки залежи нефти до 100 % в период ее разработки на 2-й стадии. Анализ динамики данного показателя позволяет судить как об интенсивности разбуривания залежи в начальный период разработки, так и об интенсивности выбытия фонда скважин вконцеразработки.

Анализ изменения фонда скважин на прогнозную обводненность осуществлялся на основе опыта эксплуатации объектов поздних стадий разработки (3-й

и 4-й стадии). Для территории Пермского края, как было показано выше, подавляющее большинство эксплуатационных объектов разрабатывается с применением системы ППД.

Показатель максимального фонда скважин не только определяет технологию разработки, но и, количественно отражая запасы эксплуатационных объектов, может использоваться при группировании залежей. Необходимость разделения залежей по фонду скважин обусловлена в первую очередь несоизмеримостью ввода каждой единичной скважины при большом и малом проектном фонде. Очевидно, что для залежей с большим и малым фондом скважин влияние динамики фонда на обводненность добываемой продукции должно бытьпринципиальноразличным.

Рис. 3. Динамика доли добывающего фонда от степени выработки запасов для карбонатных (2)

итерригенных залежей (1)

Врезультате проведенной обработки динамики обводненности от доли максимального добывающего фонда скважин построены обобщенные зависимости для карбонатных и терригенных залежей (рис. 3). Полученные зависимости дают возможность не только качественно, но

иколичественно оценить изменение параметра обводненности продукции скважин при изменении фонда [13].

При сравнении динамики фонда скважин терригенных и карбонатных залежей вначальный период отмечается практически полное совпадение темпа ввода новых добывающих скважин. Для любого типа коллекторов наблюдается закономерный рост фонда вплоть до выработки η = 35 %, где добывающий фонд достигает своего максимальногозначения.

67

Процесс выбытия скважин для терригенных и карбонатных залежей отличается. Для терригенных залежей максимальный фонд держится вплоть до достижения выработки 55 %, после чего начинает резко снижаться, при η = 90 % Дф опускается до 63 % (см. рис. 3). Для карбонатных залежей добывающие скважины начинают выбывать существенно раньше, начиная с η = 45 %, при η = 90 % доля скважин фонда от максимального опускается до 52 % (см. рис. 3).

Существенное расхождение в динамике выбытия скважин в условиях карбонатных и терригенных коллекторов объясняется большей трещинной составляющей карбонатных залежей на поздних стадиях разработки. В условиях карбонатного типа коллектора прорывы воды по трещинам приводят к более быстрому выбытию скважин.

Графики динамики выбытия фонда на рис. 3 характеризуют осредненную динамику зависимости фонда добывающих скважин от выработки запасов. Очевидно, что существенное отклонение динамики прироста или выбытия фонда (от приведенной на рис. 3) для конкретной залежи отразится и на динамике осредненных зависимостей w = f(η). Влияние динамики добывающего фонда на обводненность продукции отражено в таблице.

Таким образом, в части оценки влияния динамики фонда на обводненность продукции скважин получены следующие выводы.

– Динамика доли фонда скважин до достижения степени выработки запасов

50 % одинакова как для терригенных залежей, так и для карбонатных. На поздних стадиях фонд скважин для карбонатных объектов выбывает более интенсивно (см. рис. 3).

–На обводненность добываемой продукции значительное влияние оказывает динамика добывающего фонда скважин. На начальных стадиях разработки нефтяных залежей при увеличении темпа ввода новых добывающих скважин обводненность продукции уменьшается, при снижении темпа ввода – увеличивается. На завершающей стадии разработки при интенсивном выбытии добывающего фонда скважин обводненность снижается, в противном случае – увеличивается.

–В целом при прочих равных условиях изменение динамики фонда скважин сильнее влияет на текущую обводненность залежей с маловязкой нефтью, чем высоковязкой.

–Для различных типов залежей установлены количественные закономерности динамики фонда скважин и обводненности продукции (см. таблицу).

Учет влияния мероприятий по ограничению водопритока при оценке расчетной обводненности продукции

Очевидно, что мероприятия по ограничению водопритока должны существенно корректировать расчетную обводненность продукции скважин [14]. Вводимая в модели поправка учитывает изменение обводненности продукции сква-

Рис. 5. Сопоставление фактической (1) и модельной (2) обводненности без учета технологии разработки зависимостей для залежи Бш2 Рассветного месторождения нефти

симостям, представленным в работе [2], где µ более 20 мПа·с, чему соответствует сплошная линия. Зависимость имеет следующий вид:

w = −0,002η2 + 1,1η ,

где w – обводненность продукции до-

бывающих скважин, %; η – степень выработанности запасов, %.

На рис. 5 сопоставлена зависимость фактической динамики обводненности объекта Бш2 Рассветного месторождения с зависимостью wµ = f(η), соответствующей осредненной динамике wµ = f(η) объектов аналогов без учета технологии эксплуатации залежи. Сравнение полученной прогнозной статистической модели с фактической зависимостью обводненности скважинной продукции от выработки запасов показывает, что расхождение прогнозной и фактической обводненности не превышает 15 %. Зависимости wµ = f(η) можно рассматривать как прогнозные модели динамики обводненности в тех случаях, когда проектные технологические условия разработкине известны.

Для учета технологии разработки необходимо в зависимость wµ = f(η) внести поправки, учитывающие текущую закачку рабочего агента ∆wзак, динамику действующего добывающего фонда ∆wфонд, ГТМ по ограничению водопритока на действующем добывающем фонде сква-

жин ∆wгтм.

Для оценки поправки ∆wзак с учетом величины НГЗ = 16 млн т определяем осредненную величину максимального

70

Рис. 6. Осредненная зависимость максимального добывающего фонда скважин от НГЗ залежи нефти Бш2 Рассветного месторождения

Рис. 7. Осредненная зависимость текущей закачки рабочего агента

от максимального добывающего фонда скважин

фонда, которая составляет 83 добывающих скважины (рис. 6).

Для залежи Бш2 Рассветного месторождения при существующем фактическом максимальном фонде добывающих скважин, равном 96, расчетная максимальная закачка рабочего агента в пласт составляет 1180 тыс. м3 (рис. 7). Фактическое значение максимальной закачки по данной залежи нефти составило 1154 тыс. м3. Соответственно, осредненная закачка превышает фактическую в 1,03 раза. Тогда с учетом

поправки ∆wзак согласно палеткам на рис. 2 зависимость wтек = f(η) принимает вид, представленный на рис. 8. Незначительное

отклонение динамики закачки от осредненной кривой вносят для залежи Бш2 Рассветного месторождения отклонения вдинамике обводненности в пределах 2 % (см. рис. 8).

Для оценки поправки ∆wфонд рассчитана динамика показателя доли скважин от максимального фонда Дф (рис. 9). Из рис. 10 видно, что ввод скважин для залежи Бш2 Рассветного месторождения существенно превышает осредненную за-