При выделении балансовых и забалансовых запасов нефти рассматривают либо залежь в целом, либо ее отдельные участки (блоки) с различной продуктивностью. Для оконтуривания залежи необходимо оценить геолого-физические показатели кондиций, которые можно назвать средними (или усредненными) кондиционными: значения эффективной нефтенасыщенной толщины, проницаемости по нефти, пористости, коэффициента нефтенасыщенности.

Эти кондиционные значения параметров залежи или участков (блоков), определяемые с учетом экономических данных (минимально рентабельный начальный дебит нефти), взаимосвязаны и взаимозависимы. Кроме того средние кондиционные значения проницаемости, пористости, эффективной нефтенасыщенной толщины пласта зависят от вязкости нефти в пластовых условиях, перепада давления между контуром дренирования и забоем скважины (депрессии на пласт). Глубина залежи и другие условия разработки в данном случае не отражаются на показателях, поскольку их влияние уже учтено в минимально рентабельном начальном дебите нефти. Минимально рентабельный начальный дебит нефти определяется по типовой методике (Временная типовая методика экономической оценки месторождений полезных ископаемых. М., Прейскурантиздат, 1980.) с учетом замыкающих затрат, утверждаемых в установленном порядке.

Взаимосвязь перечисленных показателей достаточно четко отражает формула Дюпюи дебита скважины (q) для радиального установившегося течения:

где q-дебит скважины, м³/сут; k - средняя проницаемость по нефти, мкм²; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; Dр - перепад давления между контуром дренирования и забоем скважины (депрессия на пласт), МПа; (mн - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с; R_K - радиус контура дренирования, м; R_c - приведенный радиус скважины, м; 236 - постоянный коэффициент.

Влияние геолого-физических и промысловых показателей на средние кондиционные значения эффективной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и пористости приведено на рис. 1 и рис. 2 , из которых следует, что при заданном дебите они сильно зависят от вязкости пластовой нефти и депрессии на пласт.

Для сравнительно однородного, монолитного пласта (объекта разработки) средние кондиционные значения проницаемости по нефти при заданных величинах эффективной нефтенасыщенной толщины, вязкости пластовой нефти и минимально рентабельном начальном дебите могут быть определены по номограмме ( рис. 3 ). Ей можно пользоваться и при оценке нефтяных оторочек, для которых значения проницаемости и депрессии приведены в скобках. Номограмма составлена для пластов с вязкостью пластовой нефти 1 мПа-с, но по ней можно определять и кондиционные значения проницаемости нефтеносных пластов при любой вязкости пластовой нефти. Так, найденное по номограмме значение проницаемости пласта (по нефти) при вязкости пластовой нефти 1 мПа-с умножают на величину фактической вязкости и получают среднее кондиционное значение проницаемости при данной вязкости пластовой нефти и прочих равных условиях (см. рис. 3 ).

Среднее кондиционное значение проницаемости по нефти пересчитывается в значение проницаемости по воздуху с учетом нефтенасыщенности данного пласта с использованием кривых фазовой проницаемости, полученных для этого пласта или по обоснованной аналогии для других пластов. На рис. 4 приведена для примера усредненная по 15 образцам кривая относительной проницаемости по нефти. Поскольку номограмма рассчитана при плотности сетки скважин 25-10⁴ м²/скв и менее, то для ее применения при большей плотности сетки необходимо заданный начальный дебит нефти разделить на коэффициент при данной плотности сетки, найденный по графику на рис. 5, и далее пользоваться полученным дебитом.

Приведем пример определения среднего кондиционного значения проницаемости пласта по номограмме (см. рис. 3 ). Исходные данные: залежь нефтяная, минимально рентабельный начальный дебит нефти в пластовых условиях 5 м³/сут, эффективная нефтенасыщенная толщина 9 м, нефтенасыщенность 70 %, вязкость пластовой нефти 4 мПа-с, депрессия 3 МПа, плотность сетки 30-10⁴ м²/скв.

Для определения кондиционного значения проницаемости по номограмме приведем минимально рентабельный начальный дебит нефти к плотности сетки 30-10⁴ м²/скв, разделив заданный дебит на коэффициент 0,97, соответствующий плотности сетки 30-10⁴ м²/скв на графике (см. рис. 5 ). Дебит составит 5,15 м³/сут. При этом дебите находим, что для заданных условий кондиционное значение проницаемости по нефти 3-10^-3 мкм². Однако оно соответствует вязкости пластовой нефти 1 мПа-с и нефтенасыщенности 100 %. Фактически же в данном примере вязкость пластовой нефти 4 мПа-с, нефтенасыщенность 70%. Для приведения кондиционного значения проницаемости к этим условиям умножаем полученное значение на 4 (учет вязкости), делим на относительную проницаемость 0,73 (при нефтенасыщенности 70 % по графику - см. рис. 4 ) и получаем кондиционное значение проницаемости по воздуху 16,5-10^-3 мкм².

Аналогично по номограмме можно определить среднее кондиционное значение эффективной нефтенасыщенной толщины при заданных значениях проницаемости по нефти, вязкости пластовой нефти, депрессии на пласт, плотности сетки скважин и минимально рентабельном начальном дебите нефти в пластовых условиях. Поскольку номограмма составлена при вязкости пластовой нефти 1 мПа-с, то кондиционное значение толщины пласта, полученное по номограмме, умножают на фактическую вязкость пластовой нефти. Значения эффективной нефтенасыщенной толщины пласта могут быть отнесены к кондиционным и некондиционным по результатам испытания скважин на основе сопоставления фактически полученных дебитов нефти при заданной депрессии на пласт, при которой будет разрабатываться залежь или ее участок (блок) с минимально рентабельным начальным дебитом.

Если объект представлен несколькими пластами (прослоями), указанная номограмма для определения средних кондиционных параметров не применяется, поскольку каждый из пластов может оказаться “некондиционным” по дебиту, в то время как суммарный дебит объекта будет рентабельным.

Рис. 2. Графики зависимости кондиционных значений открытой пористости от m_н и Dр.

Dр, МПа: I-10, II -5, III - 1; Месторождение, пласт: 1 - Леонидовское, ДIV, 2 - Туймазинское, Д1, 3-Константиновское, Д1, 4 - Серафимовское, Д₁ 5-Карлово-Сытовское, Б₂, 6 - Мухановское, Б₂, 7 - Озек-Суат, IX, в - Величаевское, IX, 9 - Величаевское, VIII, 10 - Зимняя Ставка, VIII