Прогноз обводненности продукции добывающих скважин Пермского края с применением аналого-статистических методов

УДК 622.276

П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин

Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия

ПРОГНОЗ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПЕРМСКОГО КРАЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ АНАЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Рассмотрена возможность применения аналого-статистических методов при прогнозе обводненности продукции добывающих скважин с учетом влияния геолого-технологических показателей. Несмотря на свои широкие возможности, методы имитации разработки залежей нефти и газа, основанные на построении геолого-гидродинамических моделей, требуют часто излишне высоких финансовых и временных затрат. Целесообразным для задач проектирования является разработка надежных статистических оценок, в конечном счете позволяющих контролировать текущее нефтеизвлечение. Кроме этого, статистические оценки более устойчивы к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений. Одной из ключевых звеньев методики является построение для моделей-аналогов модифицированных зависимостей обводненности продукции скважин от степени выработки извлекаемых запасов нефти w = f(r|).

Ключевые слова: обводненность, добывающие скважины, аналого-статистические методы, вязкость нефти, объект разработки.

P.Y. Ilyushin, S.V. Galkin

State National Research Polytechnical University of Perm, Perm, Russia

FORECAST WATER CUT PRODUCTION WELLS PERM WITH THE A-STATISTICAL METHODS

In the work the possibility of using an analog-statistical methods for prediction of water cut production wells with the influence of geological and technical indicators. Despite its great opportunities, develop methods for simulating oil and gas reserves, based on the construction of geological and hydrodynamic models, often require excessively high cost and time. Appropriate for the design tasks is to develop a reliable statistical estimates, eventually enabling control over the present oil recovery. In addition, the statistical estimates more resistant to errors in the data than the methods of simulation of field development. One of the key elements of methodology is to build models of analog-modified water cut wells dependency on the degree of development of recoverable oil reserves of w = f (r|).

Keywords: water content, producing wells, the A - statistical methods, the viscosity of oil, the object of development.

Анализ современного состояния запасов и ресурсов нефти России показывает, что для большинства нефтегазодобывающих регионов в

перспективе ожидается снижение уровней добычи УВ, так как большинство средних и крупных месторождений нефти и газа находятся или в ближайшее время вступят в поздние стадии разработки. Основными путями стабилизации добычи являются нефтепоисковые работы и оптимизация разработки уже открытых, преимущественно новых месторождений. Эффективность этих мероприятий зависит от оптимальности подбора систем и технологий разработки месторождений, что в конечном счете определяется надежностью прогнозных оценок технологических показателей разработки.

За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского края накоплен большой опыт разработки залежей, имеющих различные геолого-физические свойства коллекторов и пластовых нефтей, строение пластов и реализуемые системы разработки. Это создает основу для широкого применения статистических моделей экспресс-оценки динамики изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки эксплуатационных объектов.

Наиболее достоверным методом оценки нефтеизвлечения и остаточных извлекаемых запасов нефти, рекомендованным к использованию РД 153-39-007-96 [1], признается геолого-гидродинамическое моделирование, при котором с помощью современных программных средств имитируются процессы, протекающие при разработке нефтяных залежей. Несмотря на свои широкие возможности, методы имитации разработки залежей нефти и газа, основанные на построении гео-лого-гидродинамических моделей, требуют часто излишне высоких финансовых и временных затрат. С учетом этого целесообразным для задач проектирования является разработка надежных статистических оценок, в конечном счете позволяющих контролировать текущее неф-теизвлечение. Кроме этого, статистические оценки более устойчивы к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений, и могут в определенной степени контролировать результаты последних.

В 1996 г. в «ПермНИПИнефть» разработана программа «Аналог», которая решает задачи выбора объектов с близкими геологофизическими характеристиками, формирования зависимостей различных видов и др. Одной из ключевых звеньев методики является построение для моделей-аналогов модифицированных зависимостей обводненности продукции скважин от степени выработки извлекаемых

запасов нефти: н = Хп). В связи с накоплением новой информации по эксплуатации месторождений Пермского края назрела необходимость в усовершенствовании методики с целью увеличения достоверности расчетных показателей.

На первом этапе исследований обоснован комплекс информативных критериев, определяющих динамику изменения технологических характеристик разработки. К таким показателям прежде всего относятся: стадия разработки эксплуатационного объекта, динамическая вязкость нефти, характеристики коллекторских свойств пород, запасы нефти, система разработки, эксплуатационный фонд скважин, равномерность выработки запасов по залежи, текущая закачка и компенсация отбора жидкости закачкой.

Исходной информацией для экспресс-оценок н = _Дп) должны являться геолого-технологические условия разработки залежей. Информация по эксплуатационным объектам поздних стадий для анализа является наиболее достоверной, поэтому именно они в данной работе являются основой для построения статистических моделей. Использование эксплуатационных объектов, находящихся на поздних стадиях разработки, позволяет судить о реальности достижения проектных коэффициентов извлечения нефти (КИН) и надежности геолого-технологической информации, накопившейся за длительный период их разработки. Все это создает основу для применения статистических моделей экспресс-оценки динамики изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки эксплуатационных объектов.

На основании анализа 460 эксплуатационных объектов Пермского региона, принципов и критериев, сформулированных в работе [2], выделены 97 залежей, находящихся на третьей и четвертой стадиях. Из числа залежей, находящихся на завершающих стадиях разработки, 63 приурочены к терригенным отложениям визейского яруса, 34 -к карбонатным отложениям (15 башкирского и 19 турней-фаменского возраста).

Очевидно, что динамика обводненности продукции скважин при разработке залежи в естественном режиме и с поддержанием пластового давления (ППД) должна подчиняться различным закономерностям. С учетом этого эксплуатационные объекты разделены на две группы: с ППД и без ППД. В результате подавляющее большинство эксплуата-

ционных объектов территории Пермского края попало в первую группу. Следствием одной из проблем оценки динамики обводненности для залежей, разрабатываемых в естественном режиме, является в целом низкий темп выработки запасов и небольшое количество эксплуатационных объектов с высокой степенью их выработки.

Для объектов с реализацией системы ППД, напротив, накоплен значительный опыт разработки, в том числе и для залежей с высокой выработкой запасов. Опыт разработки эксплуатационных объектов Пермского региона, а также исследования, проведенные авторами [3-5], позволили статистически обосновать целесообразность раздельного рассмотрения следующих типов - С2ь (карбонатные объекты Бш, Срп, Ок), С1у (визейские терригенные объекты Тл, Бб, Мл), Т-Фм (карбонатные турней-фаменские объекты). Аналогичный статистический подход в части типизации эксплуатационных объектов принят и в данной работе.

В работе [6] показано, что динамика текущей обводненности продукции н от выработки запасов п во многом определяется вязкостью нефти ц. В зависимости от величин ц в работе [6] выделены 4 группы нефтей: с вязкостью до 2 мПа-с, от 2 до 5 мПа-с, от 5 до 20 мПа-с и более 20 мПа-с.

Начальная динамика в конечном счете закладывает динамику обводненности продукции скважин на перспективу. Изменение обводненности с ростом степени выработки запасов в начальный период разработки во многом определяется технологическими параметрами разработки, среди которых основными являются: порядок ввода добывающих скважин, близость добывающих скважин к начальному контуру нефтеносности, интенсивность закачки. Эти факторы могут приводить к резкому изменению динамики обводненности, что часто носит локальный характер и не характеризует обводнение по площади залежи в целом.

В процессе разработки залежей изменение обводненности с ростом степени выработки запасов во многом зависит от выбытия обводнившегося фонда скважин, срока работы эксплуатационного фонда, близости скважин к ВНК, влияния закачки, порядка ввода добывающих скважин и других факторов. Очевидно, что при проектировании разработки новых месторождений указанные флюктуа-

ции зависимости w = Т(п) невозможно достоверно учитывать при долгосрочном прогнозе.

По результатам обработки промысловых данных установлено, что при одинаковых значениях выработки запасов с ростом вязкости пластовой нефти обводненность продукции растет значительно быстрее. Высоковязкие нефти в сравнении с водой имеют существенно более низкую подвижность, в результате для таких залежей по наиболее высокопроницаемым пропласткам происходит опережающее обводнение скважин.

Особенности резкого обводнения залежей с высоковязкой нефью статистически обоснованы для визейских и турней-фаменских отложений Пермского края (рис. 1, 2). Для башкирских объектов разработки статистического влияния на динамику обводненности продукции скважин в зависимости от величин вязкости не отмечено (рис. 3).

100 90

.о 80

о4

70 60 50 40 30 20 10 0

—

-х/

- - " /

**

. • • _

* г ,•*

10

20

30

Вязкость более 20 МПа-с

40 50 60 70 80 90 100

Выработка запасов, % — • - Вязкость менее 2 МПа-с

------Вязкость от 5 до 20 МПа-с

Вязкость от 2 до 5 МПа-с

Рис. 1. Влияние обводненности продукции и вязкости нефти на выработку запасов

С целью учета влияния вязкости пластовой нефти на динамику обводнения продукции скважин в данной работе для различных типов эксплуатационных объектов построены статистические зависимости w = Ап) для различных диапазонов ^.

После построения зависимостей обводненности продукции от выработки запасов нефти по выделенным объектам разработки, находящимся на завершающих стадиях, были подобраны линии тренда для каждой группы залежей по вязкости с высоким коэффициентом корреляции.

Для терригенных визейских залежей получены следующие статистические зависимости w = Хп):

w = 5 10-5 п3 - 0,016п2 + 2п - вязкость более 20 мПас; w = -810-5 п3-0,009п2 +1,6 п - вязкость от 5 до 20 мПас; w = -1,8 10-5п3-0,008п2 +1,4п - вязкость от 2 до 5 мПа с; w = 4 10-5 п3 - 0,009п2 +1,2п - вязкость менее 2 мПа с.

Рис. 2. Влияние обводненности продукции и вязкости нефти на выработку запасов

Рис. 3. Влияние обводненности продукции и вязкости нефти на выработку запасов

Для карбонатных турней-фаменских залежей: w = 0,001п3 - 0,052п2 + 3,42 п - вязкость более 20 мПас;

w = 0,001п3 - 0,036п2 + 2,4п - вязкость от 2 до 5 мПа-с;

w = 5 • 10-5п3 -0,011п2 +1,18п - вязкость менее 2 мПа-с.

Для карбонатных башкирских залежей:

w = -0,002п2 +1,1п - вне зависимости от вязкости.

В целом на представленных статистических зависимостях четко прослеживается влияние вязкости нефти на динамику обводненности продукции. Последовательно по мере увеличения вязкостей пластовой нефти закономерно при равных величинах выработки запасов увеличиваются и средние показатели обводненности. Полученные статистические модели w = _Дп) можно использовать при долгосрочном прогнозе динамики обводненности на перспективу.

Библиографический список

1. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. - М., 1996. - 202 с.

2. Галкин С.В., Кошкин К. А., Поплаухина Т.Б. Анализ структуры фонда эксплуатационных объектов при оперативной оценке остаточных запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2009. - № 10. - С. 37-39.

3. Галкин В.И., Пермяков В.Г. О влиянии ряда геологофизических характеристик нефтяных объектов разработки на эффективность заводнения // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2009. - № 5. - С. 41-44.

4. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С. В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. -М., 2009. - № 4. - С. 38-39.

5. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытес-нения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края / Г.П. Хижняк, Т.Б. Поплаухина, С.В. Галкин, А. А. Ефимов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М., 2009. - № 8. - С. 49-54.

6. Илюшин П.Ю. Возможности применения аналого-статисти-ческих методов при прогнозе обводненности продукции на примере терригенных отложений Пермского Прикамья // Нефтегазовое и горное дело: сб. тез. докл. всерос. конф. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010.

References

1. RD 153-39-007-96 regulation making process of project documents for the development of oil and gas fields. - M., 1996. - 202.

2. Galkin S.V., Koshkin K.A., Poplauhina T.B. Analysis of the structure maintenance fund facilities for the rapid assessment of the residual oil / geology, geophysics and development of oil and gas fields. - M., 2009, № 10, pp. 37-39.

3. Galkin V.I., Permyakov V.G. The effect of a number of geological and physical characteristics of the oil facilities on the development effectiveness of flood / geology, geophysics and development of oil and gas fields. Moscow: OAO «VNIIOENG», 2009. - № 5. - Pp. 41-44.

4. Galkin S.V., Poplauhina T.B., Raspopov A.V., Khizhnyak G.P. Assessment of recovery rates for oil deposits of Perm region, based on statistical models / Oil Industry. - M., 2009. - № 4, p. 38-39.

5. Khizhnyak G.P., Poplauhina T.B., Galkin S.V., Efimov A.A. Experience of using assessment methodologies oil displacement factor in the design of oil field development Perm / geology, geophysics and development of oil and gas fields. - M., 2009, № 8, p. 49-54.

6. Ilyushin P.Y. Possible applications of analog and statistical methods for prediction of water cut on the example of terrigenous deposits of Perm Perm / Abstracts of the All-Russian Conference «Oil and gas and mining» / PSTU, 2010.

Об авторах

Илюшин Павел Юрьевич (Пермь, Россия) - ассистент кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, e-mail: Ilushin-pavel@yandex.ru).

Галкин Сергей Владиславович (Пермь, Россия) - д-р геол.-мин. наук, профессор, декан горно-нефтяного факультета Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29).

About the authors

Ilyushin Paul Y. (Perm, Russia) - Assistant Department. RNGM, National Research Perm Polytechnic University, GNF, Department RNGM (614990, Perm, Komsomol prospect, 29, e-mail: Ilushin-pavel@yandex.ru).

Galkin Sergei V. (Perm, Russia) - Doctor of Geology and Mineralogy. Mr., Dean GNF, National Research Perm Polytechnic University, GNF, Department RNGM (614990, Perm, Komsomol prospect, 29).

Получено 09.09.2011