Среди всех методов подсчета запасов нефти и газа наиболее применим объемный. Между тем еще нет единой методики, позволяющей объективно оценивать объемы залежей в пластах с коллекторами межзернового типа, подверженными литолого-фациальной изменчивости. Практика показывает, что подавляющее большинство разрабатываемых и выявленных залежей приурочено именно к таким пластам независимо от того, сложены они терригенными или карбонатными породами.

Известно, что выделение продуктивных коллекторов из-за ограниченности отбора керна основывается на материалах промыслово-геофизических методов исследования скважин и осуществляется при этом по прямым качественным признакам [2]. Однако вследствие ряда факторов (качество раствора и др.) эти методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. Поэтому возникла необходимость дополнительно обосновывать принадлежность пород к коллекторам, выявлять кондиционные пределы, т.е. количественные критерии, определяющие границу коллектор - неколлектор. Еще несколько десятилетий назад считалось, что минимальная проницаемость коллекторов, отдающих нефть в скважину, равна 10^-3 мкм², а газ - 10^-4мкм². В последние годы [1-7] предлагается учитывать кондиционные пределы комплексно: по проницаемости, пористости, мощности, нефтегазонасыщенности, геофизическим параметрам, отражающим коллекторские свойства пластов. В работах [1,5] предлагалось на основе количественных критериев выделять несколько типов пород по продуктивности. Более того, ряд исследователей [5,7] обосновывали необходимость введения двух пределов, разделяющих неколлекторы и коллекторы, а также коллекторы и продуктивные коллекторы, причем запасы в области между этими двумя пределами рекомендовали относить к забалансовым. Таким образом, из вышеизложенного следует, то принципы расчета объемов залежей нефти и газа до сих пор не выработаны, поскольку отсутствует единый подход к таким вопросам:

1. по каким параметрам следует определять кондиционные пределы;
2. сколько пределов нужно выделять;
3. как учитывать кондиционные пределы при выделении границ распространения коллекторов, эффективных мощностей, расчета средних значений открытой пористости, нефтегазонасыщенности, объемов порового пространства и порового пространства, насыщенного нефтью и газом.

Ниже нами предлагаются методические приемы, с помощью которых в какой-то степени можно ответить на эти вопросы.

Представляется, что при выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны быть параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну, a_сп, DIng, особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине.

В тех случаях, когда материалов по керну нет или их число ограниченно, полезно анализировать геофизические данные о пористости. В свою очередь, приток флюида в скважине следует считать основным признаком, характеризующим породу как коллектор. Параметром, отражающим этот признак, служит удельная продуктивность скважин.

В связи с ограниченным выносом керна большинство полученных данных о проницаемости не в полной мере характеризуют зону опробованного пласта. Кроме того, при расчете среднего значения проницаемости в опробованном интервале могут быть учтены определения, которые впоследствии окажутся некондиционными. Поэтому первоначально устанавливается кондиционный предел одного из геофизических параметров - a_сп, DIng, пористости и т. п. - на основе исследования статистической связи между этим параметром и удельной продуктивностью скважин [3]. Затем анализируются материалы по опробованным интервалам, характеризующиеся самыми низкими или относительно невысокими показателями. Использование для подобных целей большого числа данных с высокими значениями удельной продуктивности и a_сп, DIng, пористости и т. п.) может привести к завышению положения кривой, обобщающей рассматриваемую зависимость и, как следствие этого, к завышению кондиционого предела. Кондиционными значениями a_сп, DIng, пористости по геофизическим данным и т.п. считаются такие, которым соответствует удельная продуктивность выше нуля. Рассчитанные таким образом кондиционные пределы a_сп, DIng, пористости по результатам геофизических исследований и т. п. учитываются при выделении эффективных мощностей, установлении границ распространения коллекторов по площади, определении кондиционных пределов проницаемости и расчете средних значений открытой пористости, нефтегазонасыщенности и соответствующих им объемов.

При выделении эффективных мощностей из разреза пласта исключаются интервалы пород, a_сп, DIn, пористости по геофизическим данным и т. п. которых имеют значения ниже кондиционных.

Перед составлением карт эффективных мощностей необходимо установить границы распространения по площади коллекторов в пределах продуктивного пласта. Подобная проблема возникает в тех случаях, когда продуктивный пласт (или прослой) в одной или нескольких скважинах полностью замещен непроницаемыми породами, и задача решается путем выбора того или иного способа интерполяции.

В качестве вариантов в печати неоднократно обсуждались в основном два способа интерполяции: нелинейная - на середину и линейная - на нуль. Каждый из этих способов может быть использован при геологических построениях, не связанных с литолого-фациальной изменчивостью по всей мощности пласта. Даже в настоящее время нет единой точки зрения, какой из них дает оптимальные результаты.

Интерполяция на середину, по сути, единственный способ определения границ распространения пласта при его выклинивании, если градиент изменения мощности по профилю из нескольких скважин определить нельзя. Линейной интерполяцией, например, пользуются при составлении карт эффективных мощностей. Однако в случае литолого-фациальной изменчивости по всей мощности каждый из этих способов приводит к систематическим погрешностям, занижающим объемы порового пространства при интерполяции на середину и завышающим их при линейной. Более того, при отсутствии эффективной мощности пласта в одной или двух скважинах на соответствующих картах, составленных на основе линейной интерполяции, невозможно выделить зоны отсутствия коллекторов.

Между тем, если литолого-фациальную изменчивость продуктивного пласта рассматривать как постепенное изменение по площади его фильтрационных свойств, то границу между зонами развития коллекторов и неколлекторов можно установить на основе анализа карты количественного изменения параметра на данном участке карты (a_сп, DIng, пористости по геофизическим данным и т.п. ). Изолиния, соответствующая кондиционному значению этого параметра, будет служить границей зоны распространения коллекторов. При составлении карты эффективных мощностей этой границе соответствует нулевая изопахита. Интерполяция от нее к скважинам, в которых установлена эффективная мощность пласта, ведется линейно. Ранее [7] подобная методика предлагалась для учета кондиционных значений открытой пористости, определенной по геофизическим данным

Такой подход к интерполяции при составлении карт эффективных мощностей позволяет учесть по площади выявленные кондиционные пределы и тем самым количественно оценить особенности геологической неоднородности пластов, выражающейся в их литолого-фациальной изменчивости.

Целесообразно среди коллекторов выделять зоны распространения высоко- и низкопродуктивных пород [1, 5] Естественно, эти группы пород будут различаться показателями всех параметров и, главным образом, величиной коэффициента извлечения нефти. Границу между такими коллекторами можно установить на основе той же зависимости между a_сп и удельной продуктивностью скважин. Однако в этом случае анализируются все без исключения данные об удельной продуктивности. Статистическая связь между этими параметрами выражается ломаной кривой. Для высокопродуктивных коллекторов характерен ее участок, незначительно наклоненный к оси удельной продуктивности. На границе между высоко- и низкопродуктивными коллекторами начинается резкий наклон кривой. Точка на оси a_сп, соответствующая середине перелома кривой, принимается за границу между высоко- и низкопродуктивными коллекторами, а изолиния, отражающая граничную величину a_сп на карте ее значений, разделит зоны распространения этих коллекторов. Установление таких зон потребует дифференциального подхода к определению всех остальных параметров для каждой из них. Однако это возможно, если открытая пористость и нефтегазонасыщенность учитываются по промыслово-геофизическим данным.

Нужно отметить, что в последнее время появились публикации, в которых обосновывается необходимость установления еще одного рубежа внутри низкопродуктивных коллекторов, отделяющего породы, характеризующиеся дебитами, величины которых сегодня считаются ниже минимально рентабельных. Запасы в зонах распространения таких коллекторов в интервале между границей коллектор - неколлектор и границей, соответствующей минимально рентабельному дебиту, предлагается относить к категории забалансовых. Выделение подобных запасов внутри и по краям балансовых обосновывается также особенностями Многофазной фильтрации при условии вытеснения нефти водой, внешним выражением которой являются кривые относительных фазовых проницаемостей. Предельная водонасыщенность, когда возможно активное движение нефти, с чем связаны минимально рентабельные дебиты, считается эквивалентной водонасыщенности за фронтом вытеснения. Из сказанного следует, что выделение подобных забалансовых запасов увязывается с эксплуатацией залежей при условии вытеснения нефти водой, что должно регулироваться величиной коэффициента извлечения нефти, а не искусственным отделением части запасов от балансовых.

Величина минимально рентабельных дебитов для неодинаковых условий различна. Так, бурение новой скважины на эксплуатируемой залежи девона Татарии экономически оправдывается, если начальный дебит будет не ниже 4-5 т/сут [8]. На Самотлоре экономически обосновывается целесообразность работы добывающих скважин с дебитами свыше 8 т/сут. Однако в условиях постоянно растущих мировых цен на нефть и небеспредельности балансовых запасов исключение из баланса и отнесение к забалансовым запасов в полосах нефтяных полей, примыкающих к зонам отсутствия коллекторов, а также в отдельных прослоях внутри продуктивного пласта, дебиты которых сегодня меньше минимально рентабельных, нельзя считать правомерным. Хотя коэффициенты охвата и извлечения нефти благодаря искусственному исключению самых низкопродуктивных коллекторов повышаются, этот эффект иллюзорный, так как он достигается не путем применения более эффективных способов разработки, а отбраковкой худших объемов залежей. Более того, раз нефть и газ являются флюидами, не исключено вовлечение в разработку части забалансовых запасов, выделенных, как указано выше. Естественно, это частично повысит текущий и конечный коэффициенты извлечения. Однако большая часть забалансовых запасов, оказавшись заводненной, превратится в неучтенные потери. Поиски и тем более разработка их в будущем обойдутся значительно дороже.

Следовательно, в пределах залежи необходимо учитывать и брать на баланс в полном объеме все запасы в области развития коллекторов. В связи с этим кондиционный уровень, определяющий границу коллектор - неколлектор, должен быть один. Наличие внутри залежей низкопродуктивных коллекторов потребует дополнительных мероприятий, направленных на достижение максимального извлечения нефти, а не искусственного выделения забалансовых запасов.

Как известно, объемы порового пространства рассчитываются на основе данных об открытой пористости, установленной по керну или геофизике. В настоящее время, по существу, нет жестких критериев, определяющих, каким из этих методов следует пользоваться при подсчете запасов нефти газа.

Между тем выбор одного из этих методов основывается на характере распределения значений открытой пористости проницаемых образцов, вынесенных из проницаемых интервалов пласта.

Дело в том, что при учете данных по керну в связи с его ограниченным выносом единственным способом расчета среднего значения открытой пористости по залежи является способ среднеарифметической величины. Вместе с тем такая величина, как состоятельная и несмешанная оценка, должна быть эффективной, т. е. обладать наименьшей дисперсией. Это, в свою очередь, зависит от вида закона распределения случайной величины, в данном случае открытой пористости.

Многочисленными исследованиями установлено, что статистическое распределение значений открытой пористости образцов, вынесенных из проницаемых интервалов продуктивных пластов, не противоречит нормальном закону, для которого средняя арифметическая величина является эффективной оценкой.

Следовательно, для того чтобы обосновать возможность использования данных керна при расчете среднего значения открытой пористости, необходимо сравнить статистическое распределение значений этого параметра по исследуемому объекту с теоретической кривой нормального распределения. В анализ вводятся образцы открытой пористости со значениями проницаемости выше, а пористости ниже кондиционных.

Для определения кондиционных значений проницаемости и глинистости исследуется статистическая связь между значениями a_сп и другими параметрами по геофизическим данным и средними значениями проницаемости и глинистости по керну, вынесенному из соответствующих интервалов пласта. Обрабатываются материалы только по тем скважинам, в которых опробованы однородные, по возможности узкие, интервалы, характеризующиеся низкими значениями a_сп и ограниченным разбросом величин проницаемости и глинистости. Этим устраняется влияние размаха значений проницаемости при переходе со средних на точечные данные. Таким образом, если статистическое распределение открытой пористости не противоречит нормальному закону распределения, в качестве среднего значения по залежи принимается среднее из полученного статистического распределения. В противном случае для расчета среднего по залежи используются геофизические данные, предварительно увязанные с результатами по керну.

Вычислению среднего значения по залежи с помощью промыслово-геофизических данных предшествует определение среднего значения этого параметра по каждой скважине. Последнее устанавливается путем взвешивания пористости каждого прослоя, входящего в пласт, по мощности этого прослоя. При расчете принимаются во внимание только те прослои, у которых показатели a_сп, DIng, пористости и т. п. по геофизическим данным выше или равны кондиционным.

В зависимости от плотности сетки скважин и особенностей геологического строения пласта-коллектора предусматриваются следующие способы расчета среднего по залежи (участку) значения коэффициента открытой пористости и объема порового пространства.

При равномерной плотности сетки скважин

где Nскв - число скважин в пределах залежи (или ее участков).

Объем порового пространства можно вычислить по формуле

При неравномерной плотности сетки скважин составляется карта значений открытой пористости. Средняя по залежи величина коэффициента открытой пористости определяется путем взвешивания его по площади залежи (или его участка) в пределах той или иной категории запасов в нефтяной и водонефтяной зонах в отдельности по формуле

где m_m - среднее значение коэффициента открытой пористости между двумя соседними изолиниями на карте; f - элементарная площадка между двумя соседними изолиниями.

В этом случае объем порового пространства определяется по формуле

где f_j - размер элементарной площадки между двумя соседними изолиниями (значений эффективной мощности).

Если в продуктивном пласте установлено закономерное изменение пористости в зависимости от изменения мощностей, то в этом, случае по каждой скважине умножается средневзвешенное по мощности значение открытой пористости на значения нефтенасыщенной мощности пласта, составляется карта изолиний (h_K m_{cp.взв.скв}) и на ее основе рассчитывается объем порового пространства в пределах залежи (или ее участка), категории запасов и т. д. по формуле

Сказанное выше относительно открытой пористости полностью учитывается и при вычислении средних значений нефтегазонасыщенности, а также нефтегазонасыщенных объемов пород.

При установлении нефтегазонасыщенности по материалам керна используются те определения параметра, которым соответствуют учтенные значения открытой пористости. Если распределение полученных таким образом определений нефтегазонасыщенности не противоречит нормальному, то в качестве среднего по залежи берется среднее арифметическое из всех показателей. В противном случае переходят на геофизические данные по схеме, изложенной для открытой пористости.

Таким образом, введение кондиционного предела по параметрам, характеризующим фильтрационные свойства коллекторов, и его учет по площади, мощности, глинистости, открытой пористости и нефтегазонасыщенности позволяют наиболее объективно оценить нефтегазонасыщенные объемы и балансовые запасы нефти и газа.

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М., Недра, 1976.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 197а
3. Вендельштейн Б.Ю., Царева Н.В. О критериях выделения коллекторов поданным промысловой геофизики. - Нефть и газ, 1969, № 6, с. 5-8.
4. Гомзиков В.К., Емельянов Н.Н., Кочетов М.Н. К методике обоснования нижнего предела проницаемости промышленно продуктивных коллекторов. - Труды ВНИИ. М., вып. 48, 1967, с. 45-57.
5. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геофизических данных. М., Недра, 1966.
6. Жданов А.С., Фараонова Л.П. Обоснование нижнего предела продуктивных коллекторов по ПС. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1971, № 1, с. 35-38.
7. Жданов М.А., Гутман И.С. Некоторые аспекты расчета исходных параметров при применении объемной формулы подсчета запасов нефти. - Геология нефти и газа, 1969, № 1 , с. 29-32.
8. Фаттахов Б.З. Экономически допустимый минимальный размер запасов нефти, приходящийся на одну скважину. - Экономика нефтедобывающей промышленности, 1968, № 5, с. 27-34.