Материал: Методика расчета коэффициента нефтеизвлечения Задоно-Елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения

В тектоническом отношении по поверхности воронежского горизонта в пределах Ново-Давыдовской площади выделяется наклоненный к северу субширотно-вытянутый моноклинальный блок, ограниченный с юга и севера продольными разрывными нарушениями. Этот блок приурочен к головной части Речицко-Вишанской ступени и находится между Мармовичской и Давыдовской подсолевыми структурами. В пределах восточной части Ново-

Давыдовской структуры, по данным сейсморазведки, отмечено два малоамплитудных (20-25 м) поперечных сброса, вследствие чего здесь выделяются три небольших блока, к центральному из которых (район скважины 110) приурочена нефтяная залежь в воронежских отложениях. Этот блок размерами 0,9 х 0,6 км погружается в северном направлении под углом 12°, от абсолютной отметки -2860 м до -3020 м.

По поверхности резервуара задонского продуктивного горизонта Ново-Давыдовская структура представляет собой узкий субширотно-ориентированный блок, ограниченный с севера зоной отсутствия межсолевых отложений, связанной с размывом и последующими процессами галокинеза в евлановско-ливенской соленосной толще, а с востока, юга и запада - разрывными нарушениями. Поперечным сбросом амплитудой 20-25 м он разделен на два промежуточных блока: западный и восточный. В пределах Ново-Давыдовской структуры поверхность задонского нефтяного резервуара воздымается в северо-западном направлении от абсолютной отметки -2900 м в юго-восточной его части до -2600 м - в северо-западной. Наиболее приподнятая часть находится на северо-западе структуры, в районе несколько к северо-востоку от скважины 114. Размеры структуры 7,7 км х 0,4-0,8 км.

По поверхности резевуара задонско-елецкой залежи (верхняя часть елецкого горизонта) наблюдается, в общем, строение, аналогичное резервуару задонского горизонта (граф. П. 2). Структура представляет собой субширотно-вытянутый тектонический блок, разделенный поперечным сбросом на два блока: западный и восточный. Поверхность резервуара в пределах восточного блока воздымается в северном направлении от отметок -2700 м на юго-западе до -2530 м - в северо-западной его части. Западный блок структуры воздымается в северном направлении от абсолютной отметки -2680 м на юго-западе до -2520 м - на севере. Размеры структуры 7,7 км х 0,4-0,75 км.

1.2 Нефтеносность

В результате проведенных поисково-разведочных работ на Ново-Давыдовской площади выявлены и разведаны три нефтяные залежи: воронежская, задонская и задонско-елецкая.

Воронежская залежь. Приурочена к центральному блоку Ново-Давыдовской подсолевой структуры и расположена между Мармовичским и Давыдовским месторождениями с залежами в отложениях подсолевого карбонатного комплекса.

Залежь выявлена скважиной 110, в которой при испытании в колонне в интервале 3034-3063 м (абс. отм. -2891…-2920 м) получен приток нефти дебитом 6,7 м3/сут при Нср.д.=1263 м. При испытании в колонне семилукских отложений в интервале 3076-3086 м (абс. отм. -2938…-2948 м) получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 12-13 м3/сут при Нср.д. = 1250 м. Содержание нефти в продукции - 5%. Водонефтяной контакт залежи принят на абсолютной глубине -2920 м, соответствующей отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 110 (глубина 3062,8 м).

Залежь нефти в воронежских отложениях ограничена на юге региональным Речицко-Вишанским сбросом, а с востока и запада - малоамплитудными сбросами, выявленными по данным сейсморазведки. Северная граница залежи проходит по линии внешнего контура нефтеносности, соответствующей изогипсе -2920 м. Размеры залежи 0,9 х 0,2 км, высота залежи - около 30 м.

Получение небольшого притока нефти с водой при испытании семилукских отложений свидетельствует о том, что в районе к югу от скважины 110, в головной части структуры, можно предположить о наличии небольшой залежи нефти в семилукских отложениях с единым с воронежской залежью ВНК.

По типу воронежская залежь Ново-Давыдовского месторождения относится к пластовым тектонически-экранированным.

Задонская залежь. Приурочена к средней части задонского горизонта (тонежские слои и верхи кузьмичевских слоев).

Выявлена скважиной 111, в которой при испытании в эксплуатационной колонне в интервале 2833-2836 м (абс. отм. -2690…-2693 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 31 м3/сут на 2 мм штуцере. При испытании в колонне в интервале 2845-2849 м (абс. отм. -2702…-2706 м) получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 4,6 м3/сут при Нср.д. = 1282 м. В продукции отмечено 30% нефти.

В скважине 112 при испытании в колонне задонского горизонта в интервале 2866-2872 м (абс. отм. -2720…-2726 м) получен приток нефти с пластовой водой дебитом 1,5 м3/сут при Нср.д.=1237 м. Соотношение нефть-вода 3:1. При испытании в колонне в интервале 2850-2858 м (абс. отм. -2704…-2712 м) получен приток пластовой воды дебитом 1,3 м3/сут при Нср.д.=1299 м.

В скважине 114 при испытании в колонне в интервалах 2853-2861 м (абс. отм. -2710…-2718 м) и 2823-2833 м (абс. отм. -2680…-2690 м) получены притоки воды с пленкой нефти дебитами, соответственно, 2,2 м3/сут при Нср.д. = 1193 м и 8,4 м3/сут при Нср.д. = 1010 м.

В скважине 119 при испытании в колонне в интервале 2949-2957 м (абс. отм. -2706…-2714 м) получен приток воды с нефтью дебитом 3,3 м3/сут при Нср.д.=1123 м. Соотношение нефть-вода 1:2.

Задонская залежь нефти приурочена к наиболее приподнятой северной части Ново-Давыдовской структуры и представляет собой узкую полосу, вытянутую в субширотном направлении вдоль простирания структуры, и примыкающую с юга к зоне размыва межсолевых отложений. С востока и запада она ограничена разрывными нарушениями, проведенными по данным бурения и сейсморазведки. Залежь разделена поперечным сбросом на две части: восточную и западную. По результатам испытания и обработки материалов ГИС, водонефтяной контакт в пределах восточной части залежи отбивается на абсолютной отметке -2703 м, а западной -2680 м. Наиболее приподнятая часть залежи находится на абсолютной отметке -2620 м. Размеры залежи 7,4 х 0,06-0,26 км, вскрытая высота залежи в пределах восточного блока - 17 м, а западного - 29 м. С юга залежь подпирается законтурными водами. Покрышкой резервуара задонской залежи являются плотные глинисто-карбонатные породы (плотные доломиты, глины и аргиллиты) толщиной от 3,2 м до 16,4 м, которые разделяют задонскую и задонско-елецкую залежи.

По типу задонская залежь восточного и западного блоков Ново-Давыдовского месторождения относится к пластовым тектонически и литологически экранированным.

Задонско-елецкая залежь. Задонско-елецкая залежь является главнейшей среди нефтяных залежей Ново-Давыдовского месторождения и содержит основные его запасы (более 97% от общего количества извлекаемых запасов). Связана с карбонатными коллекторами (доломитами, известняками) елецкого (дроздовские и туровские слои), а также верхней части задонского горизонта (вишанские и трамецкие слои). Залежь изучена семью поисково-разведочными скважинами (107, 110, 111, 112, 114, 115 и 119).

В скважине 107 (первооткрывательнице залежи и месторождения в целом) при опробовании ИП в процессе бурения елецких отложений в интервале 2738-2766 м (абс. отм. -2595…-2623 м) получен приток нефти дебитом 9,6 м3/сут при депрессии на пласт 12,15 МПа, а при опробовании задонских отложений в интервале 2768-2827 м (абс. отм. -2627…-2685 м) - приток пластовой воды с нефтью дебитом 14,4 м3/сут при депрессии на пласт 14,15 МПа. При испытании в колонне елецких отложений в интервалах 2774-2779 м (абс. отм. -2632…-2637 м) и 2752-2768 м (абс. отм. -2610…-2626 м) получены притоки нефти дебитами 2,2 м3/сут при Нср.д.=1267 м и 6,8 м3/сут при Нср.д.=1380 м, соответственно. После проведения ГПП произведено испытание единого объекта в интервале 2752-2781 м (абс. отм. -2610…-2632 м) дебит нефти возрос до 20 м3/сут при Нср.д. = 480 м.

В скважине 110 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2737-2754 м (абс. отм. -2594…-2611 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 75 м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 111 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2732-2741 м (абс. отм. -2589…-2598 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 31 м3/сут на 6 мм штуцере.

После дострела интервала 2751-2759 м (абс. отм. -2608…-2616 м) при совместном испытании обоих интервалов дебит нефти возрос до 55 м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 112 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2759-2775 м (абс. отм. -2613…-2629 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 25 м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 114 при испытании в колонне задонских отложений в интервалах 2774-2783 м (абс. отм. -2631…-2640 м) и 2738-2750 м (абс. отм. -2595…-2607 м) получены фонтанные притоки нефти с дебитами, соответственно, 3,7 м3/сут и 20 м3/сут на 4 мм штуцере.

В скважине 119 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2851-2865 м (абс. отм. -2611…-2625 м) приток нефти составил 6 м3/сут на 4 мм штуцере.

В скважине 115 при опробовании ИП в процессе бурения задонско-елецких отложений в интервалах 2725-2754 м (абс. отм. -2559…-2588 м), 2742-2778 м (абс. отм. -2576…-2602 м) и 2777-2814 м (абс. отм. -2601…-2638 м) притоков не получено, однако под ЗПК отмечено разгазирование глинистого раствора.

Ловушка, к которой приурочена задонско-елецкая залежь, представляет собой вытянутый в субширотном направлении моноклинальный блок, разделенный поперечным сбросом амплитудой 20-25 м на два блока (восточный и западный) и ограниченный с юга, запада и востока разрывными нарушениями (сбросами), а с севера - зоной отсутствия межсолевых отложений, связанной с их размывом и последующим галокинезом в евлановско-ливенской соленосной толще.

На основании результатов испытания и обработки промыслово-геофизических материалов, водонефтяной контакт восточного блока задонско-елецкой залежи проводится на абсолютной отметке -2649 м, а в западной части - на абсолютной отметке -2651 м. Наиболее приподнятая часть залежи находится на севере, вблизи от зоны выклинивания межсолевых отложений, на абсолютных отметках около -2540 м. Размеры залежи 7,7 х 0,4-0,55 км. Вскрытая высота залежи возрастает в западном направлении, от 39 м в скважине 107 до 91 м в скважине 114.

Нефтяной резервуар задонско-елецкой залежи представляет собой мощную толщу карбонатных пород (доломитов, реже известняков), состоящую из серии различной толщины и емкости пластов-коллекторов, разделенных более плотными породами, подстилаемых подошвенными водами и составляющих единый гидродинамический массив.

Покрышкой резервуара являются практически непроницаемые глинисто-карбонатные породы петриковского горизонта, а также галогенные отложения ливенского и лебедянского горизонтов. С севера залежь экранируется непроницаемыми галогенными породами ливенского горизонта, а с востока, юга и запада - по сбросам со слабопроницаемыми породами лебедянского горизонта и глинисто-карбонатными породами верхов межсолевых отложений. Таким образом, по типу задонско-елецкая залежь относится к массивно-пластовым тектонически и литологически экранированным.

2. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

2.1 Оценка нефтеизвлечения на естественном режиме истощения

По комплексу накопленных данных нефтяная залежь обладает природным упруго-замкнутым режимом с хорошей гидродинамической сообщаемостью по всему объему резервуара (данные изменения пластового давления во времени по картам изобар и результаты исследования скважин при их пробной эксплуатации).

Синхронно с нефтеотбором падает и пластовое давление.

В связи с отсутствием пластовой воды в добываемой нефти и основываясь на результатах исследований глубинных проб нефти, пластовых кернов для конкретных условий при оценке возможного нефтеизвлечения на естественном режиме истощения использованы два хорошо адаптированных к этим условиям метода: метод гидродинамических расчетов и метод упруго-материального баланса (рис. 4.1). Исходными параметрами для этих двух методов являются:

·   балансовые запасы нефти Qб = 4,766 млн. т.;

начальное пластовое давление ;

текущее (на 01.04.01 ) пластовое давление ;

пластовое давление фонтанирования ;

накопленный (на 01.04.01 ) отбор нефти 32,782 тыс.т;

текущий удельный отбор нефти

пластовое давление насыщения

расчетное конечное пластовое давление

сжимаемость пластового флюида (нефти)

·   сжимаемость каверно-трещиноватой среды

объемный коэффициент пластовой нефти

Метод гидродинамических расчетов основан на зависимости

 (4.1)

Метод упруго-материального баланса основан на упруго-энергетических свойствах каверно-трещиноватой среды и пластового флюида.

Для конкретных условий из-за очень малых значений упругоемкости матрицы пласта и практического отсутствия объема свободной пластовой воды расчет нефтеизвлечения рекомендуется производить по следующей формуле[16]

 (4**.3)

2.2 Методы расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

месторождение нефть извлечение

Выбор методов оценки КИН определяется объемом накопленной геолого-промысловой информации, заданной точностью расчета и стадией подготовки разведуемых месторождений к разработке.

Ново-Давыдовское месторождение находится на завершающей стадии разведки. Для оценки КИН использованы все возможные методы согласно нормативным документам [18] при комплексном, многофакторном учете природных, технико-экономических данных.

Базируясь на результатах обработки всей накопленной информации, стало возможным использовать пять экспресс-методов, хорошо адаптированных к условиям Беларуси.

-        аналого-статистический метод (АСМ);

-        интегральный метод (ИМ);

-        эмпирический метод (ЭМ);

-        расчетно-экспериментальный метод (РЭМ)

На стадии разведки месторождений точное определение величины КИН невозможно из-за дефицита информации. При комплексировании нескольких методов этот недостаток, в значительной мере устраняется, а достоверность оценки нефтеизвлечения при этом возрастает.

Следует отметить, что во всех вышеперечисленных методах принята эффективная гидродинамическая модель двухфазной (нефть+вода) фильтрации при активном нефтевытеснении водой.

Результаты расчетов сведены в электронную таблицу «ЭОН-экспресс-оценка нефтеизвлечения» (таблица 4.1). Ниже приведена краткая характеристика каждого метода в отдельности.

Номограммный метод (НМ). Метод разработан БелНИГРИ и основан на выведенной и адаптированной к условиям нефтяных месторождений РБ зависимости КИН от параметров нефтевытеснения - проницаемости пласта Кпрон и относительной вязкости пластового флюида Мо при оптимальных условиях охвата разработкой (рис. 4.2).

Эта зависимость имеет следующий вид:

КИНном= 0,1+0,2 lg Кпрон -0,1 lg Mо              (4.4)

По номограммной зависимости нефтеизвлечение оценивается приближенно, что допустимо на начальных стадиях разведки месторождений.

Аналого-статистический метод (АСМ). Метод разработан БелНИГРИ и основан на корреляционной зависимости нефтеизвлечения от выведенного параметра нефтепродуктивности пласта Б, характеризующего сортотип пласта-коллектора нефти (рис. 4.3).

Этот параметр является результирующим многофакторной (12 факторов) корреляционно-регрессионной связи. Четыре фактора имеют наибольшую степенную значимость