20 лет спустя: анализ тенденций изменения коэффициента вытеснения нефти водой по низкопроницаемым пластам Приобского месторождения (с 1993–1997 по 2013–2016 гг.)
УДК: 622.276.57
DOI: 10.33285/0207-2351-2023-3(651)-17-24
Авторы:
ЯНИН АНАТОЛИЙ НИКОЛАЕВИЧ1,
БИККУЛОВ МАРСЕЛЬ МИНУЛЛОВИЧ2
1 Проектное Бюро "ТЭРМ", Тюмень, Россия
2 Газпромнефть-Хантос, Ханты-Мансийск, Россия
Ключевые слова: Приобское месторождение, пласты АС10–12, коэффициент вытеснения, коэффициент остаточной нефтенасыщенности, низко- и ультранизкопроницаемые коллекторы, опыты на керне по вытеснению нефти водой
Аннотация:
Одной из причин недостаточно полного и достоверного обоснования величины Kвыт. в проектных документах является отсутствие установленных государством (в виде РД) четких количественных критериев, определяющих оптимальные границы изученности указанного параметра (необходимое число изученных образцов керна, число опытов по нефтевытеснению).
Коэффициент вытеснения нефти водой, определенный на начальной степени освоения залежи, при наличии небольшого объема исследований может значительно отличаться от его величины, установленной на более поздних стадиях разработки, особенно в условиях содержания нефти в залежах с низко- и ультранизкопроницаемыми коллекторами.
По Приобскому месторождению после значительного увеличения числа проведенных исследований (рост числа образцов с 55 до 486) для пластов с низкой проницаемостью (~1...10 мД) произошло сильное снижение коэффициента вытеснения нефти водой при проницаемости:
– 0,85 мД - с 0,398 до 0,219, или в 1,82 раза;
– 3,5 мД - с 0,482 до 0,350, или в 1,38 раза;
– 6,6 мД – с 0,514 до 0,396, или в 1,3 раза;
– 9,5 мД – с 0,542 до 0,433, или в 1,25 раза.
В среднем по всей выборке керна Kвыт. снизился с 0,488 до 0,358, или в 1,36 раза.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности в исследованиях 2013–2016 гг. по сравнению с исследованиями 1993–1997 гг., наоборот, существенно увеличился: для Kпр. = 0,85 мД - с 0,221 до 0,286; Kпр. = 6,6 мД - с 0,257 до 0,311; Kпр. = 9,5 мД - с 0,262 до 0,317, в среднем по всей выборке керна Kон увеличился с 0,248 до 0,306, или на 23 %.
Таким образом, ретроспективное изучение 20-летней истории изменения параметров нефтевытеснения по Приобскому месторождению выявило существенное изменение представления о достоверной величине Kвыт., показав значительное его снижение, особенно в области с ультранизкой (Kпр.
< 1,5 мД) проницаемостью образцов керна.
Список литературы:
1. Янин А.Н. О нормативах оптимальной геологической изученности параметров нефтяных залежей // Бурение и нефть. – 2018. – № 5. – С. 30–35.
2. Балин В.П., Мохова Н.А. Определение коэффициента вытеснения нефти водой с использованием метода стабилизации расчетных параметров (на примере пластов группы АВ1-2 Нижневартовского района) // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 10. – С. 5–11.
3. Организация длительного хранения и дополнительные исследования керна по скважинам ОАО "Юганскнефтегаз": отчет АООТ "СибНИИНП" / В.Т. Питкевич [и др.]. – Тюмень, 1997. – 392 с.
4. Комплексное лабораторное исследование керна месторождений Западной Сибири в 1993–1997 гг.: отчеты ОАО "СибНИИНП" / В.Т. Питкевич, Е.А. Романов, В.Ю. Колмогоров [и др.]. – Тюмень, 1997.
5. Отчеты ООО "Нефтеком" за 2013–2016 гг. по исследованию керна, отобранного из 36 скважин Приобского месторождения (южная часть). Недропользователь ООО "Газпромнефть–Хантос".
6. Янин А.Н., Крейнин А.Г. О коэффициенте вытеснения нефти водой из "ультранизкопроницаемых" (менее 1 мД) терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере Приобского месторождения) // Недропользование XXI век. – 2020. – № 3(86). – С. 60–69.
7. Янин А.Н., Биккулов М.М. "Обобщенные" зависимости для определения коэффициентов вытеснения в низкопроницаемых (до 10 мД) пластах Приобского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 6(642). – С. 20–30. – DOI: 10.33285/0207-2351-2022-6(642)-20-30
Назад в номер