Scientific journal
European Student Scientific Journal
ISSN 2310-3094

JUSTIFICATION OF THE REPLACEMENT FACTOR OF THE TOMSK REGION

Muftakhov D.F. 1
1 Federal Budget Educational Institution of Higher Education "Industrial University of Tyumen"
Нефтяное месторождение по географическому положению приурочено к юго-восточной части Западно-Сибирской низменности. Согласно административно-территориальному делению относится к Александровскому району Томской и Нижневартовскому району Тюменской областей. Месторождение представлено тремя нефтяными залежами, приуроченными к песчаникам пласта Ю1(1+2) васюганской свиты, с которыми и связана промышленная нефтеносность. Западная залежь имеет максимальную площадь распространения. Восточная залежь, представлена двумя локальными залежами: юго-восточная в районе скважины № 13Р и северо-восточная в районе скважины № 15Р.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 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 месторождения принята равной 0,301. Начальная нефтенасыщенность по ГИС на западной залежи – 0,53, на восточной залежи 0,59. Коэффициент вытеснения по залежам месторождения предлагается следующий: Западная залежь – 0,432 д. ед.; Восточная залежь – 0,452 д. ед.
The oil field is geographically confined to the southeastern part of the West Siberian lowland. According to the administrative-territorial division belongs to the Alexandrovsky district of Tomsk and Nizhnevartovsk district of the Tyumen region. The deposit is represented by three oil deposits associated with the sandstones of the Y1 (1 + 2) formation of the Vasyugan Formation, with which the industrial oil content is associated. The western deposit has the maximum area of distribution. The eastern deposit is represented by two local deposits: the southeast in the area of the well No. 13R and the northeastern near the well No. 15R. The displacement coefficients have been determined experimentally on core samples taken only on the western deposit. Since there is no dependence of the initial oil saturation on the residual oil, and also the initial oil saturation of the samples does not correspond to the average initial oil saturation accepted in the calculation of reserves, only average residual oil saturation values were used from the laboratory experiments in constructing the dynamic model of the field. The values of the initial oil saturation in the western and eastern deposits are taken from the GIS. Based on this, when designing, the residual oil saturation for the whole field is assumed to be 0.301. The initial oil saturation by GIS on the western deposit is 0.53, on the eastern deposit 0.59. The displacement coefficient for deposits of the deposit is proposed as follows: Western deposit - 0.432 d. Units; East deposit - 0.452 d.
displacement coefficient
tomsk region
oil field
jurassic sediments
core

Нефтяное месторождение по географическому положению приурочено к юго-восточной части Западно-Сибирской низменности. Согласно административно-территориальному делению относится к Александровскому району Томской и Нижневартовскому району Тюменской областей [1-5].

Площадь подготовлена к глубокому бурению в 1965 году Колпашевским геофизическим трестом. Результаты работ МОВ дали основание для заложения первой скважины. Поисково-разведочное бурение проводилось Александровской геологоразведочной экспедицией (АГРЭ) Томского территориального геологического управления (ТТГУ) в период с 1967-1972 годы. Месторождение открыто в 1968 году. Оперативный подсчет запасов с представлением в ЦКЗ был проведен в 1970 г. Разработка месторождения началась в 1978 году. По результатам разведочных работ и эксплуатационного бурения в 1984 году впервые выполнен подсчет запасов нефти и растворенного газа, который был утвержден в ГКЗ СССР. Последний пересчет запасов утвержден протоколом № 46 ЦКЗ Министерства природных ресурсов (МПР) РФ 08.09.1994 г. За все время разработки по месторождению выполнено шесть проектных документов.

Месторождение представлено тремя нефтяными залежами, приуроченными к песчаникам пласта Ю11+2 васюганской свиты, с которыми и связана промышленная нефтеносность. Западная (основная) залежь имеет максимальную площадь распространения. Восточная залежь, представлена двумя локальными залежами: юго-восточная в районе скважины № 13Р и северо-восточная в районе скважины № 15Р.

Коэффициент вытеснения (КВЫТ) 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 (КНН) и остаточного (КОН) 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 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 месторождения

Наимено-вание

Порис-тость,

%

Проница-емость,

мкм2•10-3

Неснижаемая водонасыщен-

ность,

доли ед.

Начальная нефтенасы-щенность,

доли ед.

Остаточная нефтенасы-щенность при вытеснении рабочим агентом,

Коэф-фициент вытеснения, доли ед.

Значения относительных проницаемостей, доли ед.

для рабочего агента при коэффициенте остаточ-ной нефтенасы-щенности

для нефти при коэффициенте начальной водонасы-щенности

Пласт Ю11+2

Кол-во опр., 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

 

 

Рисунок 1 - Расположение скважин с определением коэффициента вытеснения на керне

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

Катего-

Зона

Коэф-т

Остаточная

Квыт

рия

 

нефте-

Нефтенасы-

щенность

 

запасов

 

насыщен-

 

 
   

ности

 

 
   

д.е.

доли ед.

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

 

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.

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

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

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента вытеснения (Квыт.) от проницаемости (К)

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

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

Рисунок6 - 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 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 месторождения принята равной 0,301. Начальная нефтенасыщенность по ГИС на западной залежи – 0,53, на восточной залежи 0,59. Коэффициент вытеснения по залежам месторождения предлагается следующий:

Западная залежь – 0,432 д. ед.;

Восточная залежь – 0,452 д. ед.