Метод определения коэффициента нефтеотдачи при режиме растворенного газа
В.С. МЕЛИК-ПАШАЕВ
Отсутствие колонковых долот, позволяющих извлекать керн с сохранением пластовых условий, и небольшое число скважин, в которых отбор кернов производился на безводных растворах, затрудняют получение фактических данных по коэффициентам нефтенасыщения и нефтеотдачи.
Лабораторные исследования кернов, отобранных обычными методами вскрытия нефтяных пластов, лишь частично разрешают эту проблему, определяя минимальное остаточное нефтенасыщение пород [2].
Вытеснение значительной части нефти из керна в процессе бурения и последующего подъема его на дневную поверхность является причиной того, что первоначальное нефтенасыщение остается неизвестным. Необходимость знания указанных выше параметров при подсчете запасов нефти и анализе разработки нефтяных залежей направило мысль исследователей на изыскание косвенных методов, которые позволили бы с некоторым приближением получить искомые величины. В этом отношении достаточно обоснованным является предложение, получившее широкое применение, о замене коэффициентов нефтенасыщения и нефтеотдачи их произведением, названным коэффициентом использования объема пор [1]. Последнее не есть простое механическое перемножение параметров, ибо произведение двух неточно определенных величин будет страдать теми же недостатками. Коэффициент использования объема пор определяется по фактическим данным длительной разработки нефтяных залежей, когда основные запасы нефти уже извлечены, а остаточные запасы не могут существенно повлиять на его конечную величину. Применение при подсчете запасов нефти коэффициента использования объема пор для геологически сходных пластов дает положительные результаты.
С той же целью определения коэффициента нефтеотдачи А.А. Трофимук [4] предложил воспользоваться данными лабораторных исследований остаточного нефтенасыщения кернов, отобранных обычным способом, считая, что вытесненная из поровых пространств нефть и есть то количество нефти, которое может быть получено из залежи.
В настоящей заметке предлагается несколько иной метод определения нефтеотдачи пластов. Известно, что разработка нефтяных пластов, обладающих режимом растворенного газа, сопровождается увеличением газового фактора, причем величина последнего в несколько раз превышает количество растворенного в нефти газа. Особенно примечательно то обстоятельство, что пласты, издавна разрабатывающиеся, несмотря на значительное снижение пластового давления и малые дебиты нефти, продолжают иметь большие газовые факторы. Так, средний газовый фактор скважин кирмакинской овиты по старейшему Балаханы - Сабунчи - Романинскому месторождению составляет - 100 (скв. 442), а по Бинагадинскому достигает 189 (скв. 152). В то же время газовые факторы горизонтов верхнего отдела продуктивной толщи, имеющих водонапорный режим, не превышают 20-30.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что извлечение нефти из пласта сопровождается добычей газа, в несколько раз превышающей количество растворенного в нефти газа. Непрерывное снижение пластового давления приводит к почти полному выделению всего растворенного газа, в то время как основные запасы нефти, лишенные пластовой энергии, остаются в недрах.
Зная добытое с начала
разработки количество нефти (Q) и газа
(V), а также количество газа, растворенного в 1 м3 мертвой нефти (r), можно определить количество нефти, остающееся в пласте (
). Так как коэффициент
нефтеотдачи (К) есть отношение объема нефти, который может быть извлечен на
поверхность, к тому объему, который первоначально содержался в недрах, то
или
Настоящая формула не учитывает количество газа, остающееся в пласте в свободном состоянии. Однако, как показывают расчеты, эта поправка для принятых в практике разработки конечных давлений существенного значения не имеет.
Таким образом, наряду с количеством извлеченной из пласта нефти можно определить и количество нефти, которое остается в пласте, т.е. определить коэффициент нефтеотдачи.
В качестве примера приведем данные по очень интересному месторождению тяжелой нефти, которое благодаря методу разработки располагает достоверной, определенной на основании многочисленных анализов кернов величиной нефтенасыщения, а также нефтеотдачи, установленной по выработанным участкам этой крупной нефтяной залежи. За все время разработки нефтяной залежи на 1 м3 добытой нефти было получено 130 м3 газа. Исследования показали, что в 1 м3 нефти при первоначальном пластовом давлении и температуре было растворено около 10 м3 газа. Следовательно, добыча каждого кубического метра нефти сопровождалась дегазацией и оставлением в недрах 12 м3 нефти. Иначе говоря, от абсолютных запасов нефти извлекалось 7,7%. Расчеты, произведенные А.И. Ечеистовым для части той же нефтяной залежи, показали, что запасы нефти, поддающиеся дренированию, составляют 8% от абсолютных запасов нефти. Последнее подтверждает сходимость величин коэффициентов нефтеотдачи, определенных различными методами.
Предлагаемый метод определения коэффициента нефтеотдачи в зависимости от объема извлеченного из пласта газа и количества растворенного в нефти газа является достаточно точным методом, не зависящим от геолого-физических параметров пласта. Обычно пласты, обладающие режимом растворенного газа, отличаются слабой проницаемостью, значительным содержанием связанной воды и частым чередованием алевролитов и глин, в силу чего определение эффективной мощности и других параметров из-за недостаточности данных сопряжено с известными трудностями. Исключение ошибок, связанных с погрешностями принимаемых для подсчета запасов нефти параметров, имеет существенное значение для правильной оценки и рациональной разработки нефтяных месторождений.
Метод может применяться для определения коэффициента нефтеотдачи в конечной стадии разработки залежи при условии тщательного замера добываемых количеств газа и нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Жданов М.А. Методы подсчета подземных запасов нефти и газа. Госгеологиздат, 1952.
2. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
3. Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. 1946.
4. Трофимук А.А. О значении определения коэффициента нефтенасыщения кернов для обоснования коэффициента нефтеотдачи. НХ, № 10, 1955.
ВНИИ