Обоснование коэффициента вытеснения Стрежевского месторождения



Коэффициент вытеснения (К_ВЫТ) является одним из множителей, представляющих рассчитываемый коэффициент нефтеизвлечения (КИН). Причем в соответствии с понятием этого параметра вычисляемое его абсолютное значение непосредственно зависит от величин начального (К_НН) и остаточного (К_ОН) нефтенасыщения пород.

Лабораторные исследования вытеснения нефти водой проводились по керновому материалу продуктивного пласта Ю₁¹⁺² по семи скважинам: № 84 (5 образцов), № 43Б (4 образца), № 4К (1 образец), № 164 (1 образец), № 175 (7 образцов), № 16Р (3 образца), № 46 (1 образец) расположенных в разных частях месторождения. Весь объем исследований коэффициентов вытеснения нефти водой проводился в Лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИнефть», начиная с 1989 г до 2013 года.

Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39–195–86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», предусматривающем фильтрацию 6…8 поровых объемов воды при линейной скорости 1…2 м/сут и дополнительно 2 поровых объема воды при десятикратно увеличенной линейной скорости фильтрации (т.н. «доотмыв»). Вышеуказанным ОСТом установлено требование создания в образцах керна остаточной водонасыщенности, соответствующей таковой в пластовых условиях, при этом выбор метода достижения остаточной водонасыщенности не ограничивается.

В проектном документе ДПР 2013 г. лабораторные исследования вытеснения нефти водой проводились по керновому материалу скважин № № 4К, 16, 18, 43B, 84, 164, 175. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пласта Ю₁¹⁺² Стрежевского месторождения принят равным 0,291, начальная нефтенасыщенность была взята по ГИС и ровна 0,560; коэффициент вытеснения — 0,48.

В 2013 г были проведены дополнительные исследования керна по определению коэффициента вытеснения на керне скважин 16Р, 175, 46. В настоящей работе проанализированы и учтены образцы керна из cеми скважин: № 84 (5 образцов), № 43Б (4 образца), № 4К (1 образец), № 164 (1 образец), № 175 (7 образцов), № 16Р (3 образцов), № 46 (1 образец) расположенных в разных частях месторождения.

Результаты определения коэффициентов вытеснения приведены в таблицах 1, 2. Схема расположения скважин с определением коэффициента вытеснения на керне представлена на рисунке 1.

Опыты проводились для образцов с пористостью от 14,1 до 21,2 %, проницаемостью от 6 мкм²∙10–³ до 423 мкм²∙10–³.

Коэффициент вытеснения рассчитывался по формуле (1):

Квыт = (Sн.н –Sо.н)/ Sн.н (1)

где, Квыт. — коэффициент вытеснения нефти, доли ед.;

Sн.н — начальная нефтенасыщенность, доли ед.;

Sо.н — остаточная нефтенасыщенность, доли ед.;

Таблица 1

Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти водой на образцах Стрежевского месторождения

Наименование	Пористость, %	Проницаемость, мкм2∙10–3	Неснижаемая водонасыщенность, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении рабочим агентом,	Коэффициент вытеснения, доли ед.	Значения относительных проницаемостей, доли ед.
							для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности	для нефти при коэффициенте начальной водонасыщенности
Пласт Ю11+2
Количество определений, шт.	3	22	22	22	22	22	3	3
Среднее значение	7,6	75,2	0,313	0,687	0,301	0,561	0,171	1
Интервал изменения	4,1–21,2	6–423	0,223–0,313	0,534–0,777	0,240–0,390	0,425–0,673	0,075–266

Так как значения начальной нефтенасыщенности по керновым определениям являются завышенными по сравнения с данными ГИС, для проектирования предлагается принимать Квыт, рассчитанный при начальной нефтенасыщенности взятой по геофизическим исследованиям и равной 0,53. Таким образом Квыт в целом по месторождению составляет 0,432.

Таблица 2

Значения Квыт по зонам подсчетных параметров

Пласт	Залежь	Область	Категория запасов	Зона	Коэф-т нефтенасыщенности д.е.	Остаточная нефтенасыщенность доли ед.	Квыт д.е.
Ю11+2	Западная	Тюменская	В	нз	0,57	0,301	0,472
				внз	0,53	0,301	0,432
				нз+внз	0,53	0,301	0,432
		Томская	В	нз	0,54	0,301	0,443
				внз	0,51	0,301	0,410
				нз+внз	0,52	0,301	0,421
		Итого	В	нз	0,54	0,301	0,443
				внз	0,52	0,301	0,421
				нз+внз	0,53	0,301	0,432
	Восточная	Томская	С1	внз	0,55	0,301	0,452

Рис. 1. Расположение скважин с определением коэффициента вытеснения на керне

Были проведены сопоставления коэффициента проницаемости с коэффициентами начальной (Sн.н), остаточной (Sо.н) нефтенасыщенности и вытеснения (Квыт.); коэффициента начальной нефтенасыщенности с коэффициентами остаточной нефтенасыщенности и вытеснения.

На рисунках 2–4 представлены зависимости начальной нефтенасыщенности, остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения от проницаемости.

Рис. 2. Зависимость начальной нефтенасыщенности (Sн.н.) от проницаемости (К)

Рис. 3. Зависимость остаточной нефтенасыщенности (Sо.н.) от проницаемости (К)

Рис. 4. Зависимость коэффициента вытеснения (Квыт.) от проницаемости (К)

Зависимости коэффициента остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности приведены на рисунках 5, 6.

Рис. 5. Зависимость остаточной нефтенасыщенности (Sо.н.) от начальной нефтенасыщенности (Sн.н.)

Рис. 6. Зависимость коэффициента вытеснения (Квыт.) от начальной нефтенасыщенности (Sн.н.)

Начальная нефтенасыщенность слабо зависит от проницаемости и описывается уравнением с коэффициентом корреляции R²=0,4. По результатам лабораторных исследований начальная нефтенасыщенность находится в интервале значений от 0,534 до 0,777 доли ед. Среднее значение — 0,687 доли ед., что выше на 29,6 % средневзвешенной начальной нефтенасыщенности, полученной в результате распределения интерпретации материалов ГИС геологической модели (0,53).

Остаточная нефтенасыщенность меняется в пределах от 0,240 до 0,391 доли ед., среднее значение — 0,301 доли ед. Зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости и от начальной нефтенасыщенности не наблюдается, коэффициенты корреляции R2=0,047 и R2=0,035, соответственно.

Коэффициенты вытеснения определены экспериментально на образцах керна, отобранных только на западной залежи. Так как отсутствует зависимость начальной нефтенасыщенности от остаточной, а также начальная нефтенасыщенность образцов не соответствует средней начальной нефтенасыщенности принятой при подсчете запасов, то при построении динамической модели Стрежевского месторождения из лабораторных экспериментов были использованы только средние значения остаточной нефтенасыщенности. Значения начальной нефтенасыщенности на западной и восточной залежах взяты по ГИС. Исходя из этого, при проектировании, остаточная нефтенасыщенность для всего Стрежевского месторождения принята равной 0,301. Начальная нефтенасыщенность по ГИС на западной залежи — 0,53, на восточной залежи 0,59. Коэффициент вытеснения по залежам Стрежевского месторождения предлагается следующий:

Западная залежь — 0,432 д. ед.;

Восточная залежь — 0,452 д. ед.

Литература:

1. Технологическая схема разработки Стрежевского месторождения. Отчет СибНИИНП, 1978 г.
2. Технологическая схема разработки Стрежевского месторождения. Отчет ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 1994 г.
3. Проект разработки Стрежевского нефтяного месторождения. Отчет ОАО ТомскНИПИнефть, Томск, 2003 г.
4. Дополнение к проекту разработки Стрежевского месторождения. Отчет, ЗАО «Тюменский институт нефти и газа», Тюмень, 2013 г.
5. Технологический проект разработки Стрежевского нефтяного месторождения Томской области и ХМАО-Югра. Отчет, ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 2015 г.