ОЦЕНКА ИНФОРМАТИВНОСТИ ФАКТОРОВ ВЛИЯЮЩИХ НА КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАX БУХАРО-ХИВИНСКОГО РЕГИОНА

АННОТАЦИЯ

Приведены результаты оценки информативности факторов влияющих на коэффициент вытеснения нефти водой в карбонатных коллекторах. Установлено, что для геолого-физических условий залежей нефти Бухаро-Хивинского региона, представленных карбонатными породами, наибольшее влияние на коэффициент вытеснения нефти водой оказывают объем прокачанной жидкости, начальная водонасыщенность коллектора, степень неоднородности пласта и коэффициент пористости. Результаты исследований рекомендовано учесть при создании моделей расчета коэффициента вытеснения нефти водой.

ABSTRACT

The results of the assessment of the informativeness of the factors influencing the coefficient of oil displacement by water in carbonate reservoirs are presented. It is established that for the geological and physical conditions of oil deposits in the Bukhara-Khiva region, represented by carbonate rocks, the greatest influence on the coefficient of oil displacement by water is exerted by the volume of pumped liquid, the initial water saturation of the reservoir, the degree of heterogeneity of the formation and the porosity coefficient. The results of the studies are recommended to be taken into account when creating models for calculating the coefficient of oil displacement by water.

Ключевые слова: регион, горизонт, коллектор, вытеснения, модель, информативность, проницаемость, коэффициент, промывка, пористость, водонасыщенность.

Keywords: Region, horizon, reservoir, displacement, model, information content, permeability, coefficient, flushing, porosity, water saturation.

Введение. Коэффициент вытеснения нефти водой (КВНВ) является одним из основных параметров, характеризующих процесс извлечения нефти из продуктивных пластов и оценки эффективности разработки месторождения. Данный параметр определяется сложными и трудоемкими лабораторными экспериментами. Вследствие чего экспериментальными исследованиями охвачены в основном только продуктивные пласты крупных месторождений.

При проектировании разработки нефтяных месторождений широко используются модели расчета коэффициента вытеснения нефти водой построенных на основе результатов экспериментальных исследований. Модели расчета коэффициента вытеснения отличаются видами зависимостей (линейная, квадратичная, кубическая, степенная логарифмическая, экспоненциальная) и использованными факторами.

Предложенные модели расчета коэффициента вытеснения получены как в виде однофакторных зависимостей от средней проницаемости и температуры пласта, вязкости пластовый нефти, неоднородности коллектора, удельной поверхности фильтрации и объема прокаченной жидкости, а также от комплекса параметров, характеризующих геолого-физические условия залежей и свойств пластовых флюидов.

Вследствие чего расчетная величина коэффициента вытеснения нефти водой по предложенным моделям изменяются в очень больших пределах.

Одним из научно обоснованных путей решения этой проблемы является установление основных факторов влияющих на процесс вытеснения нефти водой, для конкретных геолого-физических условий а затем на их основе выбрать модель определения КВНВ. Рассмотрим решение этой проблемы для геолого-физических условий месторождений Бухаро-Хивинского региона представленных карбонатными породами.

Материалы и методы. В целях установления обоснованности геолого-физических факторов использованных в качестве аргументов, в моделях определения коэффициента вытеснения нефти водой, использован метод оценки информативности этих факторов. В настоящее время для вычисления информативности факторов широкое примени нашел мера Кульбока [19; c.158-164, 7; c.20-26, 14; c.6-14, 6; c.165-191, 10; c.4-6]. B [7; c.20-26] мера Кульбока использован для установления геолого-физических факторов влияющих на эффективность технологий изоляции водопритоков, в [10; с.4-6] на величину коэффициента извлечения нефти, в [6; c.165-191] на результаты гидравлического разрыва пласта.

Теоритические основы метода меры Кульбока привидены в [11; c.73-81, 8; c.69-80]. По данному методу расчет информативности факторов осуществляется в следующий последовательности:

- все исследуемые объекты разбивается на две группы;

- диапазон изменение исследуемого фактора разбивается на ряд интервалов (рекомендуется разбивать упорядоченный ряд на 9-10 интервалов);

- рассчитывается частота попадания объектов на выделенные группы;

- рассчитывается относительные частости (в процентах);

- определяется в каждом интервале средне возвещенные (сглаженные) частости.

При этом учитывается частости фактора в четырех соседних интервалах. Чтобы подсчитать сглаженную частость в первом интервале введем фиктивные интервалы нулевой и минус первый, сглаженные частости рассчитывают как:

;

;

;                                                         (1)

;

…………………………………………;

- рассчитывается отношения сглаженных частостей ;

- рассчитываются диагностический коэффициент

                                                        (2)

- рассчитываются значения информативности факторов в каждое интервале.

Согласно формуле Кульбока величина информативности  диапазона  признака равна

                                 (3)

где  –диагностический коэффициент  диапазона  признака;  -вероятность (сглаженная частость) попадания в группу А  диапазона  признака, т.е. та, которая обозначена

                                         (4)

-  вычисляется информативность факторов во всех интервалах

                                         (5)

Факторы, информативность которых меньше 0,5 рекомендуется не учитывать, так как считаются что они не оказывают существенного влияния на изучаемый процесс, в нашем случае на величину коэффициента вытеснения нефти водой.

По исследуемым объектам Бухаро-Хивинского региона, представленных карбонатными (21 объект) в соответствии с результатами работ [17; c.42-45, 15; c.39-43, 12; c.43-48, 18; c.229-235, 5; c.97-99, 3; c.54-55, 13; c.43-44, 16; c.11-25, 2; c.16, 1; c.21-22, 4; c.28-29, 9; c.3], изучена информативность следующих факторов, характеризующих коэффициент вытеснения нефти водой:

1. Вязкости пластовой нефти;
2. Коэффициента подвижности;
3. Коэффициента промывки пласта;
4. Коэффициента пористости;
5. Плотности нефти во пластовых условиях;
6. Проницаемости коллектора;
7. Степень неоднородности породы;
8. Удельной поверхности фильтрации;
9. Коэффициента начальной водонасыщенности;
10. Температуры пласта.

Согласно методических рекомендаций работ [11; c.72-91, 8; c.69-80] расчет информативности факторов осуществлена в следующей последовательности.

Исходя из параметров коллекторских свойств коллекторов, свойств пластовых флюидов и продуктивных пластов принятых при подсчетов запасов нефти исследуемых объектов подготовлены исходные данные приведенные в табл. 1 [20; c.29-117].

Последовательность расчетов покажем на примере объема прокаченной жидкости.

С начала объекты с карбонатными породами разбиваем на две группы: первая с коэффициентами вытеснения меньше средней величины 0,232 и вторая-больше 0,232. В соответствен с методикой это будут группы А и В. Возьмем одни из факторов – коэффициент промывки пласта изменяющееся от 0,107 до 1,128. Разобьем данный упорядоченный ряд на 10 интервалов: от, 0,0 до 0,1; от 0,1 до 0,2 и т.д. Эти интервалы внесем в табл.2. В следующие две графы помещаем данные по частоте попадания объектов из группы А и В в каждый интервал. Следующие две графы заполняем значениями относительных частостей в процентах, принимая за 100% сумму частостей соответственно групп А и В во всех интервалах. Например для интервала 0,3-0,4 группы А имеем  а для группы В - . Далее определяем средневзвещенные (оглаженные) частоти методом вычесления взвещенной скользящей средней. При этом учитываем частости данного фактора в четырех соседных интервалах. Тогда сглаженная частость в интервале 0,3-0,4 для групп А и В составит соответственно 18,7 и 14,8. Сопоставление вероятной и сглаженный частостей показывают, что сглаженные частосте позволяют охватить значительно больше интервалов (рис.1 и 2). При этом суммарные вероятные и сглаженные частости практически не различаются. Для этого интервала отношение сглаженных частостей и диагностического коэффициента составит 1,263 и 1,014 а информативность - 0,019. Информативность фактора объем прокаченной жидкости в целом находим суммированием информативности во всех интервалах - 2,029.

Результаты расчетов информативности остальных факторов приведены в табл.3.