Электронный научный журнал

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Муфтахов Д.Ф. 1

---

1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

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.

Статья в формате PDF

445 KB

коэффициент вытеснения

томская область

нефтяное месторождение

юрские отложения

керн

1. Технологическая схема разработки месторождения. Отчет СибНИИНП, 1978 г.

2. Технологическая схема разработки месторождения. Отчет ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 1994 г.

3. Проект разработки нефтяного месторождения. Отчет ОАО ТомскНИПИнефть, Томск, 2003 г.

4. Дополнение к проекту разработки месторождения. Отчет, ЗАО «Тюменский институт нефти и газа», Тюмень, 2013 г.

5. Технологический проект разработки нефтяного месторождения Томской области и ХМАО-Югра. Отчет, ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 2015 г.

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

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

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.

Библиографическая ссылка