Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр

Для залежей нефти пластов Павловского месторождения потенциально достижимые коэффициенты извлечения нефти определены на основе слоистой модели (программный пакет «ДИНАМИКА») и представлены по вариантам разработки в таблице П.4.9.

Для контроля результатов расчета КИН по статистическим зависимостям в соответствии с РД 39-0147035-214-86 определены коэффициенты нефтеизвлечения.

РД рекомендует расчет коэффициентов нефтеизвлечения производить по эмпирическим и статистическим зависимостям, полученным методами многомерного регрессивного анализа на основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений.

Запасы нефти Павловского месторождения приурочены к карбонатным пластам Т, Бш, В₃В₄ и терригенным пластам, Мл, Бб₂, Бб₁, Тл_2б, Тл_2а. Расчет КИН проводился по статистическим зависимостям для 1: водонапорного режима терригенных коллекторов Пермской области; 2: водонапорного режима разработки карбонатного коллектора, пласт Бш и В₃В₄; 3: водонапорного режима разработки карбонатного коллектора, пласт Т.

В основу статистического метода определения величины коэффициента нефтеизвлечения положена зависимость КИН от различных геолого-физических параметров: вязкость пластовой нефти, температура пласта, толщина, проницаемость коллектора и др.

Для 1 режима разработки рекомендовано использовать формулу:

KIN =0.411-0.056*ln M ₀+0.044*lnK+0.069*lnH+0.094*Kп+0.012*lnQ_ВНЗ, где

М₀= М_н/М_в - отношение вязкостей нефти и воды;

К - проницаемость, дарси;

Kп - коэффициент песчанистости, д.ед.;

H - средняя нефтенасыщенная толщина, м;

Q_ВНЗ - размер водонефтяной зоны, д.ед.;

KIN - коэффициент извлечения нефти.

Для 2 режима разработки рекомендовано использовать формулу:

КИН = 0.306-0.0041× m_н+0.079× lg k+0.14× k_п+0.03/k_р-0.0018× S, где

k – проницаемость, мД;

K_р – коэффициент расчлененности, д.ед.;

K_п - коэффициент песчанистости, д.ед.;

S – плотность сетки скважин, га/скв.;

m_н – вязкость нефти в пластовых условиях, сП.

Для 3 режима разработки рекомендовано использовать формулу:

КИН = 0.448-0.0031× m_н+0.014× lg k+0.14/k_п-0.23/k_р-0.001× S, где

k – проницаемость, дарси;

K_р – коэффициент расчлененности, д.ед.;

K_п - коэффициент песчанистости, д.ед.;

S – плотность сетки скважин, га/скв.;

m_н – вязкость нефти в пластовых условиях, сП.

Расчет по этим формулам заложен в алгоритм программы «КИНГ», составленной в КИВЦ ООО «Лукойл-Пермь» и используемой на ПК в ООО «ПермНИПИнефть».

Результаты расчетов, проведенных для условий Павловского месторождения, и предлагаемые КИН приведены в таблице П.4.9.

Турнейская залежь

По данной залежи рассчитано два варианта разработки. Первый вариант предусматривает разработку залежи существующим фондом скважин: 109 добывающих и 37 нагнетательных. Коэффициент охвата низкий (0, 321). Рассчитанные по статистическим зависимостям и по методике, разработанной в институте «Гипровостокнефть», значения КИН сопоставимы (0, 238 и 0, 197 соответственно), но ниже утвержденного значения – 0, 3.

По второму варианту предлагается уплотнить сетку скважин добуриванием проектного фонда: 66 добывающих скважин и 7 нагнетательных, а также ввести из консервации 24 скважины и пробурить 10 боковых стволов из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл с углублением до турнейской залежи. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН. Коэффициент охвата увеличивается до 0, 493. КИН, рассчитанный по методике «Гипровостокнефть», за счет уплотнения сетки скважин увеличивается и достигает утвержденного 0, 3 за 61 год, а КИН, рассчитанный по статистическим зависимостям, составляет 0, 323. Все значения сопоставимы (таблица П.4.9).