Пересчет запасов нефти по месторождениям, находящимся длительное время в разработке, производят для уточнения величины запасов нефти в связи с завершением бурения скважин, при изменении представлений о геологическом строении объекта эксплуатации, определении текущих и конечных коэффициентов нефтеотдачи на различных участках месторождения и др.

При длительной разработке месторождений накапливается большой объем информации о геологическом строении объекта, в первую очередь о распространении коллекторов, их толщинах и емкостно-фильтрационных свойствах. По закону больших чисел для представительных выборок (а по длительно разрабатываемым объектам, как правило, имеется значительное число скважин) почти достоверно (вероятность близка к единице) можно утверждать о сколь угодно малом отличии выборочной средней и ее дисперсии от значений генеральной совокупности. Это правило применимо только к толщинам пластов, так как процессы разработки на них не влияют (за исключением применения химических или термических методов в карбонатных коллекторах); остальные свойства коллекторов могут претерпевать изменения: нефтенасыщение по мере заводнения уменьшается, пористость и проницаемость могут увеличиться вследствие фильтрации пресных закачиваемых вод. Другими словами, влияние этих факторов не следует учитывать при пересчете запасов нефти.

Насколько существенно может быть изменение параметров или, точнее, изменение представления о параметрах показано на примере залежи горизонта Д₁ Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения.

Основные особенности геологического строения и разработки Ромашкинского месторождения, имеющие отношение к рассматриваемому вопросу, следующие:

• в разрезе пашийского горизонта выделяется до восьми пластов, различающихся по проницаемости в 10 и более раз;
• пласты прерывисты, особенно в верхнепашийском подгоризонте;
• эксплуатация пластов осуществляется общим фильтром, что приводит к неравномерной выработке запасов нефти;
• закачиваемая вода продвигается по пластам (чаще по их подошвенной части) с лучшими коллекторскими свойствами, имеющим гидродинамическую связь между зоной отбора и зоной нагнетания воды;
• в эксплуатационных скважинах к моменту обводнения отмечается заводнение только по одному из вскрытых перфорацией пластов.

Давление в заводняемом пласте всегда выше, чем в остальных пластах в разрезе скважины.

Кроме того, необходимо иметь в виду, что бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении осуществлялось в несколько этапов, особенно на центральных площадях.

Абдрахмановская площадь - центральная на месторождении и обладает всеми основными особенностями геологического строения пашийского горизонта, а процесс его разработки типичен для всего месторождения. Первый этап разбуривания площади был завершен к 1960 г. Для устранения недостатков в системе разработки и более полного вовлечения запасов в этот процесс после утверждения проектных документов начался второй этап разбуривания. После 1967 г. общий фонд скважин был увеличен вдвое (сейчас продолжается бурение резервных скважин различного назначения). К началу 1968 г. заводнение коллекторов проходило достаточно интенсивно: отмечено обводнение скважин вторых рядов закачиваемой водой по отдельным пластам; организованы очаги для создания в дальнейшем дополнительных линий разрезания на отдельные блоки.

Увеличение числа скважин на площади вдвое использовали для оценки влияния объема выборки на средние параметры коллекторов: пористость, нефтенасыщенность и проницаемость. Их определяли по скважинам для каждого пласта по результатам промыслово-геофизических исследований; средние величины по пластам рассчитывались взвешиванием по толщинам пласта в каждой скважине. Затем они подсчитывались по годам, полученные данные можно рассматривать как изменение средних значений по мере накопления информации. Результаты расчетов приведены на рис. 1 , рис. 2 , рис. 3 .

Таким образом, до 1957 г., когда на площади плотность размещения скважин была более 75 га/скв., средние значения параметров определялись с большими погрешностями, затем они стабилизировались (абсолютные ошибки составили по пористости ±0,12 и по коэффициенту нефтенасыщения ±0,004) и можно считать, что они близки к средним значениям генеральной совокупности.

После 1968 г. с началом второго этапа разбуривания площади происходит закономерное изменение абсолютных значений средних параметров при уменьшении погрешности в их определении. Так, абсолютная ошибка при вычислении средней пористости составила менее ±0,1, а коэффициента нефтенасыщенности - менее ±0,003. Возросли значения пористости и проницаемости и уменьшились значения нефтенасыщенности, причем наиболее существенно по песчаникам. Изменение средних значений параметров по алевролитам незначительно и отмечается не по всем пластам. Это связано с особенностями процессов выработки пластов: вытеснение нефти пресной закачиваемой водой происходит в первую очередь в песчаниках, алевролиты же разрабатываются на отдельных участках. Вновь пробуренные скважины на площади вскрывали разрезы, в которых отдельные пласты были промыты пресной водой. При этом использовались различные добавки к буровому раствору. Все это привело к искажению показаний геофизических измерений в скважинах, а необходимые поправки на это не вводились из-за отсутствия исследований в этом направлении.

Таким образом, несмотря на резко возросший объем информации, представление о средних значениях параметров коллекторов будет искажено, если определения проводить на последнюю дату.

Для подсчета начальных запасов рекомендуется использовать средние значения в период их стабилизации до появления искажающих факторов.

Насколько различаются запасы нефти при использовании средних величин параметров, определенных на разные даты, можно оценить следующим образом. Формула объемного метода подсчета запасов представляет собой произведение различных параметров. Итоговое отклонение двух подсчетов также является произведением частных отклонений:

где DQ - итоговое отклонение в величине запасов, равное (Q₁ - Q₂)/Q₁ (Q₁, Q₂ - запасы нефти по первому и второму подсчетам); F - площадь нефтенасыщенных коллекторов; h - средняя толщина пласта; m - пористость; Кн - коэффициент нефтенасыщенности; Q - пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные и из кубических метров в тонны. Частные отклонения вводятся с учетом знака.

Если допустить, что при определении площади, средней толщины пластов и пересчетного коэффициента в обоих подсчетах отклонений нет, то в величине запасов они будут обусловлены только изменением пористости и нефтенасыщенности (см. таблицу ).

Суммарное изменение запасов нефти из-за принятия в расчет пористости и нефтенасыщенности, определенных на последнюю дату лишь по пластам а и в, превышает 3 %. По другим пластам увеличение средней пористости почти компенсировано уменьшением средней нефтенасыщенности. Однако в других геолого-физических условиях или при определении запасов влияние процессов разработки на представления о средних параметрах может быть иным.

Таким образом, по приведенным данным можно заключить, что в процессе разработки месторождения происходит искажение представлений о свойствах коллекторов в результате влияния посторонней воды (отличной от естественной пластовой) на результаты скважинных геофизических исследований. Учет этих изменений возможен с помощью усовершенствованных методов интерпретации промыслово-геофизических исследований и метода, предложенного в данной статье. При пересчете запасов нефти по длительно разрабатываемым месторождениям предварительно необходимо проверить наличие или отсутствие искажений в определении параметров коллекторов.

Таблица

Рис. 1. Изменение средних значений пористости (m) песчаников и алевролитов пластов (а, б₁,... г₃) горизонта D₁ Абдрахмановской площади во времени

Рис. 2. Изменение средних значений нефтенасыщенности (K_н) песчаников и алевролитов пластов горизонта D₁ Абдрахмановской площади во времени

Рис. 3. Изменение средней проницаемости песчаников и алевролитов пластов горизонта D₁ Абдрахмановской площади во времени