Достоверная оценка извлекаемых запасов нефти сопряжена с большими трудностями, особенно в процессе разведки и первых лет разработки залежи. При использовании объемного метода требуется детальное обоснование коэффициента нефтеизвлечения, точность определения которого недостаточно высока. Поэтому необходимо совершенствовать динамические методы подсчета запасов, могущие в определенных условиях давать более достоверные результаты [1, 2, 6, 7].

Нами рассматриваются возможности метода оценки этих запасов по падению давления (в дальнейшем - метод по падению давления) на примере нефтяных залежей верхнемелового горизонта Грозненского района. Исходные данные представлены в табл. 1.

Известно, что, обладая свойствами однородной системы при давлениях выше давления насыщения, пластовая нефть при повышении давления сжимается, а при его снижении расширяется. При этом степень сжимаемости (расширения) нефти определяется ее составом, количеством растворенного газа, температурой и давлением. Ранее считалось [2, 7, 8], что при разработке нефтяных залежей в условиях упругого режима коэффициент сжимаемости (объемной упругости) нефти (Сн) изменяется несущественно. Однако в залежах мезозойских отложений Грозненского района, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями и температурами, пластовые нефти имеют низкую плотность и содержат весьма значительное количество растворенного газа (до 1000 м³/т). Исследования физических свойств пластовых нефтей показали [3-5], что значения коэффициента С_н нередко возрастают в 1,5-2 раза при падении давления. Эти данные необходимо учитывать при использовании метода материального баланса и метода по падению давления.

При проявлении замкнуто-упругого режима начальные балансовые запасы нефти (Qo) могут быть определены по формуле материального баланса [7]:

где Qs - накопленная добыча нефти на дату подсчета, об. усл. ед.; р₀ и р - начальное и текущее пластовые давления, МПа; U₀, Ue - начальный и текущий объемные коэффициенты нефти; С_п - коэффициент объемного сжатия пористой среды коллектора, величина которого уменьшается при падении давления, 1/МПа.

Обозначим знаменатель формулы (1) величиной DU, представляющей собой приращение объемного коэффициента нефти в процессе разработки горизонта.

Логично предположить существование функциональной зависимости Q_s = f(p/DU) в условиях упругого режима нефтяных залежей по аналогии с газовым режимом чисто газовых скоплений, когда при изотермическом процессе и постоянстве состава газа и объема залежи количество газа, добываемого из пласта на единицу снижения пластового давления, остается величиной постоянной.

Для аналитической обработки более удобна полулогарифмическая зависимость Qs = f (lg(P/DU)), которая и была изучена по девяти нефтяным залежам верхнемелового горизонта Грозненского района (см. рисунок). На приведенном графике четко выделяются два участка. Начальный участок (I) - область проявления замкнуто-упругого режима - характеризуется резким падением величины lg(P/DU) и прямолинейной зависимостью ее от Q_s. Это свидетельствует о главенствующей роли как вытесняющего агента упругого расширения пластовой нефти и упругого сжатия трещин и каверн верхнемеловых известняков и обусловлено тем, что в первые годы разработки объекта воронка депрессии пластового давления еще не достигает границ залежи, вторжения краевых вод в ее пределы не происходит и законтурная зона в разработке не участвует. В этот промежуток времени падение пластового давления в зависимости от пьезопроводности коллектора может варьировать от 3,9 МПа (Малгобек-Вознесенское) до 30,7 МПа (Минеральное), достигая конечного значения параметра (рк), знаменующего завершение замкнуто-упругой фазы режима (см. табл. 1). Обводнение продукция в большинстве случаев не превышает 1 % (Ахлово, Эльдарово, Ястребиное, Октябрьское, Старогрозненское, Брагунское, Минеральное).

В дальнейшем вода начинает вторгаться в пределы залежи и зона влияния эксплуатационных скважин распространяется на водоносную часть горизонта. В результате на графике появляется II участок, описывающий фазу упруго-водонапорного режима: величина изменяется плавно, асимптотически приближаясь к горизонтальной оси. Активное участие законтурной воды (или закачиваемой в пласт при разработке) отражается в прогрессирующем росте обводненности жидкости (до 23 % и более).

Наши исследования показали, что длина I участка зависит от запаса упругой энергии горизонта, а угол наклона - от величины извлекаемых запасов нефти. Однако следует подчеркнуть, что прямолинейный характер рассматриваемой зависимости устанавливается не в первые месяцы разработки, а при отборе от 1,1 % (Ахлово) до 13,2 % (Минеральное) начальных извлекаемых запасов (табл. 2). Это может объясняться в первую очередь погрешностями определения среднего пластового давления в пределах зоны отбора залежи. Эффективность замкнуто-упругой фазы режима (в процентах от начальных извлекаемых запасов) варьирует от 11,4-11,9% (Малгобек-Вознесенское, Ахлово) до 32,2-32,8 % (Старогрозненское, Эльдарово, Октябрьское).

Экстраполяция I участка кривой до пересечения с осью абсцисс позволяет определить конечную накопленную добычу нефти, т. е. как бы абсолютные извлекаемые запасы, представляющие собой предельную величину, на достижение которой и следует ориентировать применяемую систему разработки залежи.

Аналитически эта величина может быть найдена по уравнению прямой:

параметры которого (а и b) рассчитываются по способу наименьших квадратов.

При условии = 0 находятся извлекаемые запасы нефти: Q_{P из}=а.

В табл. 2 приведены результаты подсчета запасов нефти по падению давления, которые вполне сопоставимы с цифрами объемного метода Q_{v. из} (по данным СевКавНИПИнефти). Так, относительное отклонение величин запасов колеблется в шести случаях из девяти от 0,4 % (Эльдарово) до 12 % (Октябрьское), т. е. можно предполагать точность оценки Qpиз в среднем ±7,5 %. Последнее свидетельствует о том, что извлекаемые запасы нефти, подсчитанные объемным методом по месторождениям Ахлово, Ястребиное, Минеральное, занижены. Более вероятны следующие значения: Ахлово - 3,95+0,206*5,46=5,07 усл. ед.; Ястребиное - 13,54+0,191*18,44 =17,06 усл. ед.; Минеральное - 2,01 + 0,424*4,01=3,71 усл. Ед

Погрешности при оценке запасов объемным методом объясняются трудностями при определении полезной емкости карбонатного коллектора грозненского типа и невозможностью достоверно установить первоначальное положение ВНК ввиду ограниченного числа глубоких разведочных скважин.

В этой связи очевидно преимущество динамических методов подсчета запасов нефти в коллекторах сложного строения, не требующих знания геометрических параметров залежи и емкостных свойств нефтесодержащих пород.

Значения начального объемного коэффициента пластовой нефти (U_o) могут быть определены на основе анализов глубинных проб нефти, отобранных в первых скважинах.

Текущий объемный коэффициент находится следующим образом. В соответствии с работой [71 выразим коэффициенты U_o и U_e через объемный коэффициент пластовой нефти при давлении насыщения (U“):

где р_н- давление насыщения нефти газом, МПа; С_н.о и С_н - коэффициенты сжимаемости пластовой нефти соответственно в интервалах давлений р0-р_ан и р-Рн, МПа.

Из уравнения (3) определим U_н значение которого для конкретной залежи остается величиной постоянной:

С_н.о и С_н находим с помощью эмпирической формулы, полученной нами в результате статистической обработки результатов анализов глубинных проб нефтей мезозойских отложений Грозненского района [3, 4, 5]:

Уравнение (6) показывает, что для данных нефтей характерен гиперболический закон изменения сжимаемости в зависимости от (р + рн)/2. Параметры уравнения (6) для различных значений давления насыщения указаны в табл. 3. Если проведено дифференциальное дегазирование глубинных проб нефти в конкретном случае, то значения С_н для различных давлений следует определять по соответствующей кривой.

Сложную задачу представляет оценка коэффициента сжимаемости карбонатного коллектора (С_п), На основе многолетних исследовании В.М. Добрыниным разработана специальная методика [2, 6]. Мы считаем возможным использовать упрощенную формулу для трещинно-кавернозного коллектора грозненского типа:

где s - гидростатическое давление, МПа. По данным В.Н. Майдебора (1967), значение градиента давления перекрывающих пород в Грозненском районе близко к 0,025 МПа/м. Следовательно,

s=0,025H, (8)

где H - глубина залегания верхнемелового горизонта, м. В качестве примера в табл. 4 приведен расчет значений lg(P/DU) для залежи Октябрьского месторождения

(остальные исходные данные см. в табл. 1). Как видно из табл. 4, для оценки запасов нефти по падению давления необходимы ежеквартальные замеры пластовых давлений во всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Немаловажным фактором повышения точности этого метода явится также тщательный контроль за состоянием пластового флюида путем ежеквартального отбора и анализа глубинных проб.

1. Гришин Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа. М., Недра, 1969.
2. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
3. Камкина Л.С., Кондратьев В.Ф., Сухоярский В.Н. О некоторых термодинамических характеристиках пластовых нефтей глубокозалегающих залежей ЧИАССР. - Труды СевКавНИПИнефть. Грозный 1979, вып. 30, с. 72-74.
4. Кондратьев В.Ф., Сухоярский В.Н. Зависимости сжимаемости пластовых нефтей от газонасыщенности и давления. СевКавНИПИнефть. Депонирована во ВНИИОНГе 25/IX 1978 г., № 550.
5. Кондратьев В.Ф., Сухоярский В.Н. Физические свойства нижнемеловой пластовой нефти Старогрозненского месторождения. Грозный, СевКавНИПИнефть,1978. Рукопись депонирована во ВНИИОЭНГ 25 сентября 1978 г., № 551.
6. Нефть в трещинных коллекторах/Б.А. Тхостов, А.Д. Везирова, Б.Ю. Вендельштейн, В.М. Добрынин. Л., Недра,1970.
7. Резников А.Н. О применении метода материального баланса для подсчета запасов нефти при упругом режиме. - Геология нефти и газа, 1970, № 7, с. 52-54.
8. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.

Таблица 2

• По данным СевКавНИПИнефти.

Таблица 3

Таблица 4

Рисунок

Месторождения: 1 - Малгобек-Вознесенское, 2 - Старогрозненское, 3 - Брагунское, 4 - Эльдарово, 5 -Октябрьское, 6 - Ястребиное. 7 -Хаян-Корт, 8 - Минеральное, 9 - Ахлово. Области проявления режимов: I - замкнуто-упругого, II - упруго-водонапорного