К методике расчета коэффициента нефтеотдачи по остаточной нефтенасыщенности кернов (В порядке обсуждения.)
М.Н. КОЧЕТОВ
Правильное обоснование коэффициента нефтеотдачи пластов имеет важное народнохозяйственное значение при определении промышленных запасов нефти в залежах. Работы по изысканию новых методов расчета этого коэффициента ведутся непрерывно. В ряде работ [6, 7, 10] обосновывается возможность расчета нефтеотдачи пластов по остаточной нефтенасыщенности кернов, поднятых из продуктивных горизонтов при бурении скважин.
Эти исследования имеют большое значение, так как правильно нацеливают на тщательное изучение кернов при оценке нефтеотдачи. Однако имеются некоторые возражения против использования данных об остаточной нефтенасыщенности кернов при обосновании нефтеотдачи реальных пластов. Например, в работе [9, стр. 52- 53] отмечается, что мнения исследователей «... по вопросу о возможности суждения о нефтеотдаче пластов по остаточной нефтенасыщенности кернов различны. Так, ряд исследователей (А.А. Трофимук, А.А. Ханин, М. Маскет) ...считает, что остаточная в кернах нефть соответствует тому небольшому количеству нефти, которое может остаться в пласте в результате применения наиболее совершенных способов эксплуатации.
Ф.И. Котяхов, Г.Ф. Требин, Ю.С. Мельникова и А.В. Казакова считают, что по нефтенасыщенности кернов можно судить о конечном коэффициенте нефтеотдачи пластов с водонапорным режимом». Возражая против этого и приводя фактические данные по свите ПК на площадях Биби-Эйбат и Маштаги, авторы [9] отмечают, что если среднее содержание нефти в кернах принять за остаточную нефтенасыщенность пласта в конечной стадии разработки, то коэффициент нефтеотдачи составит 82-87% и значительно превысит текущий коэффициент нефтеотдачи ПК свиты.
С целью подтверждения возможности использования сведений об остаточной нефтенасыщенности кернов, поднятых при бурении на глинистом растворе, для оценки максимальной нефтеотдачи пласта ниже приводится соответствующее обоснование одинаковой степени достоверности величин нефтеотдачи, определенных в лабораторных условиях и по остаточной нефтенасыщенности кернов.
В процессе бурения и при подъеме на поверхность из керна нефть вытесняется фильтратом глинистого раствора и частично за счет выделения газа при снижении давления от пластового до атмосферного.
Остаточная нефтенасыщенность кернов bо.н определяется экстрагированием [5, стр. 37], а также методом сушки или колориметрическим [1, стр. 132]. Начальная нефтенасыщенность bн определяется по каротажу или по содержанию связанной воды в коллекторе.
Коэффициент нефтеотдачи кернов hкерн, поднятых при бурении скважин на глинистом растворе, вычисляется [7] по формуле
где ие - объемный коэффициент пластовой нефти.
Нефтеотдача кернов только за счет их промывки фильтратом бурового раствора находится по формуле
где hг - коэффициент нефтеотдачи за счет разгазирования нефти в керне при его подъеме на поверхность. По экспериментальным данным [6] нефтеотдача керна за счет разгазирования нефти составляет 2-3%.
В лабораторных условиях при вытеснении нефти водой также определяется максимальная величина нефтеотдачи при водонапорном режиме. Назовем эту величину коэффициентом вытеснения hвыт, который определяется по соотношению
где Qд и Q0 - количество нефти, вытесненное из образца водой и ее первоначальное количество в образце.
Сравнение величин коэффициентов нефтеотдачи, полученных по лабораторным данным (hвыт) и вычисленных по остаточной нефтенасыщенности кернов (hкерн) приводится в табл. 1 и 2.
На основании приведенных данных можно отметить, что коэффициенты нефтеотдачи естественных кернов при вытеснении из них нефти водой в лабораторных условиях колеблются в пределах 0,57-0,87, а по данным об остаточной нефтенасыщен- ности кернов, поднятых при бурении скважин на глинистом растворе, - в пределах 0,6-0,84. Остаточная нефтенасыщенность кернов по лабораторным данным 0,11-0,37, а промытых фильтратом бурового раствора 0,10-0,30.
Фактические данные свидетельствуют о почти идеальной сходимости результатов определения величин коэффициентов нефтеотдачи при вытеснении из кернов нефти водой в лабораторных условиях и фильтратом бурового раствора. В обоих случаях определяется максимальная величина нефтеотдачи пластов в условиях водонапорного режима. Реальную величину нефтеотдачи пласта можно вычислить по максимальному коэффициенту нефтеотдачи, внеся в его значение соответствующие поправки по методике ВНИИ [3, 4] для расчета нефтеотдачи пластов при подсчете извлекаемых запасов нефти.
Использование данных об остаточной нефтенасыщенности кернов позволит более надежно подсчитывать извлекаемые запасы нефти при водонапорном режиме.
ЛИТЕРАТУРА
1. Березин В.М. Новые методы определения нефтенасыщенности образцов пород. Труды УфНИИ, вып. 2, 1957.
2. Березин В.М. Нефтеотдача образцов песчаников девона и угленосной свиты нижнего карбона Башкирии при вытеснении нефти водой. Труды ВНИИ, вып. 24, 1959.
3. Временная инструкция по установлению коэффициентов нефтеотдачи пластов. Фонды ВНИИ, 1956.
4. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Величко А.В., Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.
5. Кобранова В.Н., Ленарская Н. Д. Определение физических свойств горных пород. Гостоптехиздат, 1957.
6. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
7. Котяхов Ф. И., Мельникова Ю.С., Серебренников С. А. О некоторых методах определения коэффициента нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти водой. Труды ВНИИ, вып. 24, 1959.
8. Отчет по разведке VIII, IX, XIII пластов нижнемеловых и IV пласта юрских отложений месторождения Зимняя Ставка Ачикулакского района Ставропольского края с подсчетом запасов. Тема 16/58, этап III, 1960. Фонды СФ ГрозНИИ.
9. Прозорович Э.А., Мухаринская И. А., Мовсесян С. Г., Азизбекова А.X. Нефтенасыщенность керна песчано-алевритовых пород продуктивной толщи. Геология нефти и газа, 1960, № 4.
10. Трофимук А.А. О значении определения коэффициента нефтенасыщения кернов для обоснования коэффициента нефтеотдачи. Нефт. хоз., № 10, 1955.
ВНИИ
Таблица 1 Остаточная нефтенасыщенность и нефтеотдача при вытеснении нефти водой в лабораторных условиях и фильтратом глинистого раствора при бурении скважин
|
Условия вытеснения нефти водой |
№ образца керна |
Пористость, % |
Проницаемость, дарси |
Содержание связанной воды, % |
Нефтенасыщенность, % |
Нефтеотдача с учетом разгазирования, % |
|
|
начальная |
остаточная |
||||||
|
Лабораторное вытеснение из кернов пород Туймазинского месторождения [7, стр. 43] |
612 |
21,3 |
0,580 |
0,0 |
100,0 |
37,3 |
62,7 |
|
539 |
23,4 |
0,629 |
0,0 |
100,0 |
34,0 |
66,0 |
|
|
587 |
21,6 |
0,370 |
0,0 |
100,0 |
27,2 |
72,8 |
|
|
2 |
20,4 |
0,870 |
0,0 |
100,0 |
16,8 |
83,2 |
|
|
603 |
19,5 |
0,560 |
0,0 |
100,0 |
18,6 |
81,5 |
|
|
535 |
19,4 |
0,324 |
12,6 |
87,4 |
25,0 |
71,4 |
|
|
632 |
22,6 |
0,617 |
14,0 |
86,0 |
22,7 |
73,6 |
|
|
615 |
23,0 |
0,345 |
14,2 |
85,8 |
11,2 |
86,9 |
|
|
Лабораторное вытеснение из песчаников горизонта ДI Туймазинского месторождения [7, стр. 44] |
Из скв. 67 |
24,4 |
0,650 |
10,6 |
89,4 |
29,8 |
68,9 |
|
67 |
24,4 |
0,650 |
0,0 |
100,0 |
29,6 |
70,4 |
|
|
Керны горизонта ДI, поднятые из скважин Альметьевской площади [7, стр. 52] |
Из скв. 1688 |
22,6 |
0,904 |
10,0 |
90,0 |
25,7 |
65,5 |
|
2020 |
19,2 |
0,148 |
10,0 |
90,0 |
20,8 |
71,7 |
|
|
Керны горизонта ДI, поднятые из скважин месторождения Песьмянка [7, стр. 52] |
Из скв. 2047 |
23,5 |
0,387 |
10,0 |
90,0 |
24,6 |
67,0 |
|
2047 |
23,3 |
Не опр. |
10,0 |
90,0 |
15,0 |
79,1 |
|
|
2047 |
23,5 |
0,538 |
10,0 |
90,0 |
29,2 |
61,1 |
|
|
Керны горизонта ДI, поднятые из скважин Туймазинского месторождения [7, стр. 52] |
Из скв. 356 |
17,0 |
0,546 |
10,0 |
90,0 |
21,2 |
71,3 |
|
356 |
22,0 |
0,569 |
10,0 |
90,0 |
22,0 |
70,3 |
|
|
1300 |
20,2 |
0,447 |
10,0 |
90,0 |
20,4 |
72,3 |
|
|
1283 |
23,1 |
1,084 |
10,0 |
90,0 |
28,1 |
62,6 |
|
|
Керны горизонта ДII, поднятые из скважин Туймазинского месторождения [7, стр. 52] |
Из скв. 1296 |
22,6 |
0,965 |
10,0 |
90,0 |
19,2 |
73,7 |
|
1283 |
23,8 |
0,758 |
10,0 |
90,0 |
29,7 |
60,5 |
|
|
Керны горизонта ДI поднятые из скважин Леонидовского месторождения [7, стр. 52] |
Из скв. 226 |
22,2 |
0,749 |
10,0 |
90,0 |
27,6 |
63,1 |
|
212 |
18,0 |
0,180 |
10,0 |
90,0 |
17,2 |
76,3 |
|
|
Керны пластов VIII2 (скв. 17) и VIII3 (скв. 16), поднятые из скважин месторождения Зимняя Ставка [8] |
Из скв. 16 |
25,4 |
0,912 |
31,0 |
69,0 |
9,7 |
84,0 |
|
17 |
22,4 |
1,810 |
30,0 |
70,0 |
17,2 |
75,5 |
|
|
17 |
23,3 |
2,312 |
25,2 |
74,8 |
19,5 |
74,0 |
|
Таблица 2 Пределы колебания величин нефтеотдачи, определенных при вытеснении нефтиводой из естественных кернов песчаников месторождений Башкирии в лабораторных условиях [2, стр. 87]
|
Месторождение, горизонт |
Количество образцов |
Пределы колебания |
|||
|
пористость, % |
проницаемость, дарси |
начальная нефтенасыщенность, % |
нефтеотдача , % |
||
|
Туймазинское, девон |
134 |
14,8-23,0 |
0,071-1,18 |
91-96 |
57-77 |
|
Шкаповское, ДI |
57 |
18,5-21,2 |
0,16-0,74 |
90-94 |
64-77 |
|
Шкаповское, ДIV |
22 |
18,4-19,6 |
0,15-0,617 |
91,0 |
61-75 |
|
Чекмагушское, девон |
44 |
19,0-21,0 |
0,249-0,580 |
93-95 |
70-73 |
|
Арланское, угленосная свита |
43 |
21,0-28,0 |
0,162-3,78 |
93-97 |
66-82 |
|
Орьебашское, Чекмагушское месторождения и Александровская площадь, угленосная свита |
52 |
19,7-25,3 |
0,255-2,39 |
90-95 |
60-81 |