Научно-технический журнал

«Нефтепро-
мысловое дело»

ISSN 0207-2351

Нефтепромысловое дело
"Обобщенные" зависимости для определения коэффициентов вытеснения в низкопроницаемых (до 10 мД) пластах Приобского месторождения

УДК: 622.276.57
DOI: 10.33285/0207-2351-2022-6(642)-20-30

Авторы:

ЯНИН АНАТОЛИЙ НИКОЛАЕВИЧ1,
БИККУЛОВ МАРСЕЛЬ МИНУЛЛОВИЧ2
1 Проектное Бюро "ТЭРМ", Тюмень, Россия
2 Газпромнефть-Хантос, Ханты-Мансийск, Россия

Ключевые слова: Приобское месторождение, низкопроницаемые коллекторы, лабораторные исследования керна, пористость, проницаемость, коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности, коэффициент вытеснения нефти водой, рекомендуемые эмпирические зависимости

Аннотация:

Авторами изучен большой массив данных первичных лабораторных исследований низкопроницаемых образцов керна Приобского месторождения (южная часть). Объем начальной выборки - 522 образца, взятых из 36 скважин, после отбраковки осталось 486 образцов.

Показано, что нанесенные на графики первичные экспериментальные "точки" характеризуются значительным разбросом (R2 < 0,4), поэтому на практике рекомендуется использовать полученные в работе новые "обобщённые" (усредненные) зависимости типа Kвыт = f (ln Kнн); Kвыт = f (ln Kпр); Kон = f (Kнн); Kон = f (Kпр).

В практических расчетах с целью повышения достоверности определения Kвыт (а именно, нивелирования отскоков из-за "неустойчивости" определения Kпр и Kнн) рекомендуется оценивать эти параметры всеми указанными в статье способами, а затем усреднять полученные данные (по каждому из десяти интервалов проницаемости) с выводом по этим точкам итоговой корреляционной зависимости.

Применение зависимости Kвыт = 0,031ln Kпр + 0,434, использованной ранее в подсчете запасов 2009 г. для продуктивных пластов АС9-АС12 Приобского месторождения (при Kпр = 1...10 мД), в дальнейшем не рекомендуется, так как это приводит к резкому завышению Kвыт: в интервале 1,0...2,5 мД – на 91...47 % отн.; 2,5...5,0 мД – на 47...25 % отн.; 5...10 мД – на 25...15 % отн.

При установлении некоей "критической" величины Kпр, ниже которой в пластах начинает проявляться эффект нелинейности фильтрации жидкости, этот фактор на полученной зависимости Kвыт = f (Kпр) в явном виде не прослеживается.

Список литературы:

1. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е. Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень, 2015. – 265 с.

2. Комбинированный проект на разведку залежей углеводородного сырья и поиск новых нефтеносных залежей в границах южной части Приобского месторождения ООО "Газпромнефть-Хантос". – Тюмень: ООО "ПБ "ТЭРМ", 2019.

3. Подсчет запасов нефти и растворённого газа Приобского месторождения. – Уфа: ООО "РН–УфаНИПИнефть". Утв. ГКЗ 19.08.2009.

4. Новые данные изучения полноты вытеснения нефти водой / В.П. Сонич, С.Л. Барков, М.Ф. Печёркин, Г.А. Малышев. – М.: ВНИИОЭНГ, 1997. – 33 с.

5. Батурин Ю.Е. К вопросу обоснования КИН при подсчете запасов и проектировании разработки нефтегазовых месторождений // Вестник ЦКР Роснедра. – 2011. – № 1. – С. 2–6.

6. Янин А.Н., Черевко М.А., Паровинчак К.М. Оценка коэффициентов вытеснения нефти водой для особо низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2014. – № 4. – С. 60–65.

7. Янин А.Н., Крейнин А.Г. О коэффициенте вытеснения нефти водой для "ультранизкопроницаемых" (менее 1 мД) терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере Приобского месторождения) // Недропользование XXI век. – 2020. – № 3. – С. 60–69.

8. ОСТ 39 -195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М.: Миннефтепром, 1986. – 15 с.

9. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения / В.А. Байков и др. // Науч.-техн. вестник ОАО "НК "Роснефть". – 2013. – № 2. – С. 8–12.

10. К вопросу изучения процесса фильтрации в низкопроницаемых коллекторах / И.В. Шпуров [и др.] // Нефт. хоз-во. – 2021. – № 9. – С. 46–50.