Б.М. САРКИСЯН
К вопросу о методике подсчета остаточных запасов нефти в недрах
Запасы нового нефтяного месторождения подсчитывают, как правило, объемным методом; при этом определяют общие запасы нефти в залежи. Вычисление извлекаемых запасов (количества нефти, которую можно извлечь) представляет значительные трудности.
Настоящая статья посвящена вопросу подсчета запасов нефти в залежах, разбуривание которых в основном закончено и которые уже длительное время разрабатываются. К таким залежам относится, например, большинство месторождений Апшеронского полуострова. По таким месторождениям периодически (обычно раз в 5-7 лет) подсчитывают остаточные извлекаемые запасы нефти, т. е. запасы в недрах, которые еще можно извлечь при эксплуатации скважин по той или иной технологической схеме разработки.
В прошлом остаточные извлекаемые запасы нефти подсчитывали методом кривых, основанным на данных о падении производительности скважин. Объемный же метод подсчета запасов являлся при этом подсобным; с его помощью подсчитывали лишь общие запасы нефти в залежи для вычисления коэффициента использования запасов залежи (коэффициента нефтеотдачи). Неточность при вычислении начальных запасов нефти объемным методом сказывалась только на величине коэффициента нефтеотдачи и не влияла на точность вычисления остаточных извлекаемых запасов нефти, что является конечной и основной целью подсчета запасов по разрабатываемым месторождениям.
Инструкцией ГКЗ 1955 г. предписывается принять объемный метод подсчета запасов основным, остальные методы считать контрольными. Точность объемного метода подсчетов находится в прямой зависимости от степени точности параметров, входящих в его формулу.
Несравненно труднее определить объемным методом остаточные запасы нефти, когда значительная часть нефти уже добыта.
Выясним, как же подсчитать остаточные извлекаемые запасы нефти по старым месторождениям. Для решения этого вопроса рассмотрим несколько случаев.
I.Разработка горизонта с водонапорным режимом, когда фронтальное продвижение крыльевых вод поспевает за извлечением нефти из залежи
В этом случае запасы нефти, которую можно извлечь, проще всего подсчитать методом добычи с единицы площади.
Пусть за время с начала разработки добыто из какого-либо горизонта месторождения Q тонн нефти и за это время наступившей крыльевой водой затоплена нефтеносная площадь, равная Sобв га. Тогда добыча с 1 га составит Q/Sобв. Если начальная нефтеносная площадь составляла S га, то общие извлекаемые запасы нефти составят SQ/Sобв тонн, а остаточные извлекаемые запасы
Эта формула применима только том случае, если эффективная мощность коллектора в заводненной и незаводненной частях залежи одинакова; в противном случае необходимо ввести соответствующую поправку умножив выражение Q(S/Sобв -1) на частное от деления эффективных мощностей незаводненной и заводненной частей залежи.
Для иллюстрации приведем пример из практики разработки одного из месторождений.
По этому месторождению из залежи в верхней части подкирмакинской свиты (ПК1) с начала эксплуатации по август - сентябрь 1957 г. добыто 2300 тыс. т нефти. Разработка ПК1 производилась с поддержанием пластового давления закачкой воды в законтурную область. Пластовое давление в процессе разработки в залежи не снижалось, газовый фактор и дебиты скважин оставались без изменения при неизменной депрессии на залежь. Все эти факты свидетельствуют об однофазном состоянии движущегося в пласте флюида, что может происходить только при плоско-параллельном перемещении водо-нефтяного контакта без разрыва сплошности движущегося потока нефти.
Обработка материалов эксплуатации этой залежи, произведенная автором в 1955 и 1957 гг. по предложенному им методу (Этот метод широко использовал С.Р. Гробштейн [1].), подтвердила предположение о поступательном перемещении водонефтяного контакта, что дало возможность определить нефтеотдачу с единицы площади [1]. Фронт перемещающегося водо-нефтяного контакта имел протяженность 3000 м и за время с начала эксплуатации (май 1952 г.) до мая - сентября 1958 г. переместился до первого ряда эксплуатационных скважин, что составляет в плане 290 м. Значит, обводнившаяся площадь равна 3000X290 = 87 га, а добыча с 1 га определяется в 2300000/87 = 26,4 тыс. т. Умножив 26,4 тыс. т на начальную площадь нефтеносности, определим общие извлекаемые запасы нефти.
Для определения коэффициента нефтеотдачи в заводнившейся части залежи следует воспользоваться параметрами залежи: коэффициентом пористости (0,25), удельным весом нефти на поверхности (0,88), объемным коэффициентом (1,1), коэффициентом нефтенасыщения (0,80) и эффективной мощностью горизонта (23 м).
Исходя из этих параметров, начальные общие запасы нефти в 1 га обводнявшейся части площади составят
10000*0.25*23*0.80*0.88/1,1=36.8 тыс.т.
Следовательно, коэффициент нефтеотдачи в обводнившейся части равен 26,4/,6,8 = 0,72.
Значит, из обводнившейся части залежи извлечено 72% первоначальных запасов нефти. Вычисленный коэффициент нефтеотдачи целесообразно считать справедливым для всей залежи, так как он является достаточно достоверным для конкретных техно-геологических особенностей залежи.
II. Разработка залежи с газовым режимом, когда крыльевая вода не перемещается вверх по восстанию пластов. В этом случае снижается пластовое давление и производительность скважин; образуются депрессионные зоны.
При такой характеристике залежи остаточные извлекаемые запасы нефти вычислить объемным методом почти невозможно. Следовательно, остается только метод кривых, при помощи которого и нужно вычислить эти запасы. Для проверки достоверности полученных результатов необходимо вычислить коэффициент нефтеотдачи и сравнить полученный результат с данными о величине этого коэффициента по однотипным залежам. При отсутствии таких данных для сравнения коэффициентов следует пользоваться литературными источниками.
В качестве примера подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти залежи, характеризующейся приведенными выше признаками, подсчитаем запасы по одному из горизонтов кирмакинской свиты 1КС2 Балахано-Сабунчино-Раманинского месторождения (Баку) по состоянию на 1/1 1951 г. (В 1957-1958 гг. начат очередной подсчет запасов нефти по состоянию на 1/1 1958 г., но он еще не завершен.).
Горизонт представлен чередующимися пластами глин и песков общей мощностью 45 м. Эффективная (нефтеносная) мощность составляет 10,5 м. Площадь нефтеносности как по начальному, так и по текущему контуру составляет по категории А 570 кг, а по категории В 110 га. За время разработки фронтального продвижения водо-нефтяного контакта не отмечено, хотя ряд скважин эксплуатируется с водой.
Разрабатывается 1КС2 медленно как специальным бурением, так и возвратом скважин с более глубоких горизонтов. Всего пробурено 218 скважин.
По состоянию на 1/1 1957 г. в эксплуатации пребывало 105 скважин, из них три скважины с дебитом свыше 8 т, а остальные скважины со среднесуточным дебитом 2,5 т. Простаивали две скважины с ожидаемым среднесуточным дебитом 0,2 т. Примерно половина скважин работает с водой, причем дебит воды несколько превышает дебит нефти. Для бурения намечено 17 точек с ожидаемым начальным суточным дебитом 5,5 т, а для возврата - 81 точка с ожидаемым суточным дебитом 5 т. По категории В для бурения предназначались три фондовые точки с ожидаемым суточным дебитом 4,5 т, а для возврата - 33 точки с ожидаемым суточным дебитом 2 т. Всего добыто из горизонта 1КС2 1776 тыс. т нефти, в том числе за 1950 г.- 102,7 тыс. т.
Для вычисления ожидаемой добычи нефти из скважин всех категорий была составлена корреляционная таблица зависимости дебитов предыдущего и последующего месяцев эксплуатации скважин, по которой были вычислены коэффициенты месячного падения дебитов в зависимости от абсолютной величины этих дебитов.
В результате обработки корреляционной таблицы получены следующие коэффициенты падения производительности скважин.
|
При дебитах свыше 8,9 т |
0,956 |
|
, от 8,8 до 4,5 т |
0,969 |
|
, 4,4 до 2,8 т |
0,992 |
|
. 2,7 до 0,1 т |
0,994 |
За предел рентабельности был принят коэффициент падения производительности, равный 0,1 т.
Ожидаемую добычу нефти (и длительность эксплуатации) рассчитывали по номограмме Б.М. Саркисяна, составленной для упрощенной формулы [2]
S=q*(u-a)/(1-q),
где а - начальный суточный дебит; u - конечный суточный дебит; q - месячный коэффициент падения; S - запас нефти на одну скважину.
Ниже приведен расчет ожидаемой добычи по некоторым группам скважин.
1. Группа работающих скважин со средним дебитом 9,5 т.
Коэффициенты падения производительности приведены выше. Расчет добычи производится по интервалам дебитов и коэффициентам падения для этих дебитов.
Ожидаемая добыча S из одной скважины составляет S= (S1+S2+S3+S4)*30 = 793*30 = 23790 т, а из трех скважин 71,4 тыс. т.
2. Группа работающих скважин (102 скважины) со среднесуточным дебитом 2,5 т. Ожидаемая добыча из одной скважины этой группы составит
Из всех скважин этой группы предполагается добыть 12450*102 = 1269,9 тыс. т.
Подобным же образом вычисляем ожидаемую добычу из скважин остальных групп (две простаивающие скважины, 17 скважин для бурения и 81 скважина для возврата). При пользовании приведенной выше упрощенной формулой необходимо учесть некоторые соображения [2].
В результате такого подсчета мы получим ожидаемую добычу из всех скважин
|
категории A1 |
1341,4 тыс. т |
|
А2 |
1934,6 » . |
|
,В |
367,4 , . |
|
Всего . . . |
3643,4 тыс. т |
Таковы размеры остаточных извлекаемых запасов нефти в залежи 1KC2.
Чтобы получить представление о степени реальности вычисленных извлекаемых запасов нефти, подсчитаем общее количество извлекаемых запасов нефти и сравним его с начальными общими запасами нефти.
Как мы указали выше, до 1/1 1951 г. из 1КС2 добыто 1776 тыс. т нефти. Значит, всего будет извлечено из залежи 5419,4 тыс. т нефти. Общие начальные запасы нефти в 1КС2 (балансовые запасы), вычисленные объемным методом, составляют 12043 тыс. т. Следовательно, конечный коэффициент использования запасов залежи равен 5419.4/12043=0.45.
Полученная цифра не противоречит нашему представлению о характере залежи 1КС2 тем более, что в извлекаемые запасы включены и видимые, наличие которых может в полной мере не оправдаться.
Приведенный нами пример вычисления извлекаемых запасов нефти методом кривых показывает, что в определенных условиях, характеризующих залежь, он является приемлемым методом подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти.
Следует отметить, что если залежь в поздней стадии разработки стала подвергаться водному воздействию (вторичные методы добычи нефти), то это не исключает применение метода кривых, так как эффект от воздействия отразится на величине коэффициентов падения производительности, а значит, и на величине вычисленных извлекаемых запасов нефти.
III. Разработка залежей со смешанным режимом. При разработке таких залежей водо-нефтяной контакт перемещается только в пределах пониженной части залежи (напомним, что мы имеем в виду старые залежи, которые разрабатывались без поддержания пластового давления с начала разработки). В остальной части залежи влияния перемещения водо-нефтяного контакта не чувствуется. В некоторых случаях наблюдается продвижение пластовых вод по подошвенной части пласта; при этом в верхней части его остается «водоплавающая нефть» небольшой мощности.
При даче рекомендаций о методе подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти подобных залежей возникает вопрос, будет ли в дальнейшем заметно перемещаться (стягиваться) водо-нефтяной контакт или будет происходить только подъем зеркала воды? Ответить на этот вопрос можно только на основе анализа геолого-промыслового материала. Если за последние 2-3 года водо-нефтяной контакт не имел заметного фронтального перемещения, то уверенно можно считать, что и в будущем вряд ли будет происходить такое перемещение.
Для этого случая можно рекомендовать следующий метод подсчета остаточных извлекаемых запасов.
Из оставшейся нефтеносной площади залежи надо выделить ту ее часть, по которой не имеется заметного перемещения пластовых вод, и запасы по ней вычислить методом кривых. По остальной площади того же горизонта при помощи каротажных диаграмм наиболее глубоких последних скважин нужно вычислить текущую среднюю эффективную мощность горизонта, после чего, имея все необходимые параметры, определить объемным методом общие запасы нефти в остающейся части залежи. Далее, задавшись коэффициентом нефтеотдачи в пределах 0,65-0,75, взятым нами на основе практики разработки месторождений Апшеронского полуострова для пластов с активной крыльевой водой, легко вычислить остаточные извлекаемые запасы из этой части площади залежи, а, следовательно, из залежи по всей площади месторождения.
Как видим, в III случае труднее всего подсчитать остаточные извлекаемые запасы. Кроме того, поведение залежи в деталях может отличаться от описанного нами, что нужно учитывать при подсчете запасов.
Мы рассмотрели три основных случая, которые могут встретиться при подсчете остаточных извлекаемых запасов нефти из значительно разработанной залежи и кратко изложили свое представление по этому вопросу, отнюдь не претендуя на исчерпывающее разрешение вопроса о методике подсчета подземных извлекаемых запасов нефти.
Остаточные запасы нефти можно подсчитать способом, принципиально отличным от изложенного нами.
Суть этого известного способа заключается в том, чтобы определить тем или иным способом величину коэффициента нефтеотдачи, и зная общие запасы нефти в залежи, вычисленные объемным способом, простым умножением найти возможные извлекаемые запасы нефти, в том числе и остаточные.
В этом случае основное затруднение заключается в обосновании конечного коэффициента нефтеотдачи, для чего, к сожалению, не существует твердо установленных правил, что вносит значительный произвол в выборе этого коэффициента.
Последнее обстоятельство настоятельно диктует необходимость изыскать более совершенные методы подсчета подземных извлекаемых запасов нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гробштейн С.Р. Анализ перемещения водонефтяного контакта по горизонту ПК месторождения Нефтяные Камни. Азерб. НХ, № 1, 1958.
2. Саркисян Б.М. Номограммы для подсчета запасов нефти. Азерб. НХ, № 9, 1946.
3. Саркисян Б.М. О методике вычисления водного фактора. Азерб. НХ, № 11, 1954.
Геологическое управление МНП Азерб. ССР