К оглавлению

УДК 553.98:553.048

Метод определения запасов нефти в порово-трещинных коллекторах с АВПД

В. М. ДОБРЫНИН (МИНХиГП)

В статье предлагается метод определения запасов нефти в залежах с АВПД, основанный на использовании уравнения упругого материального баланса. В отличие от методов упругого материального баланса [1, 6] в рассматриваемом не требуется экспериментальных практически трудноосуществимых определений сжимаемости трещинного пласта-коллектора. Это оказалось возможным благодаря особенностям поровых систем с АВПД. Особенности заключаются в том, что упругие свойства порово-трещинных систем, заполненных нефтью и связанной водой, в начальный момент отбора жидкости независимо от литологического состава пород пласта и соотношения открытых пор и трещин определяются главным образом упругими свойствами нефти. Измерить упругость нефти проще.

Согласно статистическим данным, залежи нефти в трещинных коллекторах с АВПД залегают, как правило, глубоко. Притоки нефти из этих залежей в основном безводные или с небольшим содержанием воды. Режим залежей замкнутый, упруго-пластический. Керн из трещинных коллекторов выносится плохо, определить подсчетные параметры пластов геофизическими методами трудно.

В качестве примеров таких залежей можно назвать залежи нефти в верхнемеловых отложениях Терско-Сунженского нефтегазоносного района, в подсолевых карбонатных отложениях Прикаспийской и Амударьинской впадин, в трещиноватых аргиллитах эоцена Азово-Кубанской впадины, в глинистых породах баженовской свиты, имеющей региональное распространение в Западной Сибири. На последнем примере наиболее полно видны возможности метода. Этим мы и воспользуемся.

Предположим, что коллектор нефти трещинно-порового типа плохо выдержан по площади или, в более общем случае, представлен системой гидродинамически не сообщающихся или слабосообщающихся линз с АВПД.

В работах [1,6] показано, что масса нефти, добытой одной скважиной из линзы или группой скважин из части пласта, дренируемого ими, при изменении пластового давления на Dр определяется по уравнению

где М - масса добытой нефти при атмосферных условиях;- масса нефти, содержащейся в сообщающихся открытых трещинах и порах линзы так же при атмосферных условиях; М_к - масса нефти, поступившей из соседней линзы или из-за контура дренирования скважин при снижении давления на Dр;- начальное и текущее значения объемных коэффициентов пластовой нефти;- коэффициент, характеризующий упругость пласта-коллектора, нефти и связанной воды.

Значениеопределяется выражением [1, 6]

где- коэффициенты сжимаемости соответственно нефти, воды и пор коллектора.

Разделим правую и левую части уравнения (1) на произведение

Для того чтобы избежать влияния законтурной нефти, найдем предел левой и правой частей уравнения (3). В работах [1, 6] показано, что при последний член уравнения (3) обращается в ноль, так как в этот начальный момент еще не началось поступление законтурной нефти или воды (при ). Это позволяет определить запасы нефти в сообщающихся порах («активные запасы») в линзе или в зоне дренирования группой скважин:

Это общее выражение. Применим его к подсчету запасов нефти в трещинном коллекторе нефти баженовской свиты. По мнению большинства исследователей, коллектор нефти представлен здесь линзами ограниченного радиуса и характеризуется АВПД с коэффициентом аномальности до 1,8. Более детальные сведения о строении коллектора можно найти в работах [2, 3, 5].

О том, что первоначально линзы коллектора, как правило, не имеют между собой гидравлической связи, свидетельствует довольно значительное изменение свойств нефти (плотность, цвет, газовый фактор), отобранной из разных скважин, а также различный характер падения пластового давления в скважинах, расположенных на одной структуре (рис. 1).

В процессе эксплуатации, как будет видно из последующего, появляются признаки гидравлической связи между скважинами (линзами).

На рис. 2 представлены зависимости между накопленной добычей нефти и измеренным во времени пластовым давлением по четырем скважинам Салымского месторождения, находящимся длительное время в опытно-промышленной эксплуатации.

Для построения кривых использовались значения пластовых давлений, измеренных скважинным манометром только после многочасового или многосуточного простаивания скважин. Это позволяет говорить об усредненном давлении в зоне дренирования.

В первые 4-5 лет (с 1974 по 1979 г.) эксплуатации скважины вели себя примерно одинаково: наблюдалось интенсивное снижение пластового давления при небольших отборах нефти. В 1979 г. темп падения давления снижается. К этому времени самое низкое пластовое давление (19 МПа) наблюдалось в скв. 28, в соседней с ней скв. 27 р = =27 МПа, а в скв. 64 и 54 давление составляло по 24 МПа.

Крутизна кривой накопленной добычи в скв. 28 резко увеличивается, а в скв. 27 и 64 - уменьшается. Одновременно темп падения давления замедляется в скв. 28 и несколько увеличивается в скв. 27 и 64. Эти тенденции показаны на рис. 2 штриховкой.

Похоже, что между скв. 28, 27 и 64 в данное время стали заметны перетоки нефти: в скв. 28 поступает нефть из скв. 27 и 64. Влияние перетоков не наблюдается в скв. 54. По данным бурения в скв. 28, 27 и 64 баженовская свита вскрыта полностью, а в скв. 54 - до подошвы.

В подошве баженовской свиты по всей площади Салымского месторождения хорошо прослеживается горизонт КС₁ представленный трещиноватыми глинисто-карбонатными породами. Мощность горизонта 1 м; трещиноватость карбонатных пород, как известно, не превышает 1,5 %. Сравнивая эти параметры горизонта KC₁ с аналогичными параметрами пластов-коллекторов в листоватых глинах баженовской свиты [2, 3], можно заключить, что емкость трещин известняков горизонта KC₁ будет составлять 1-2% емкости коллекторов баженовской свиты.

Таким образом, обладая малой емкостью, горизонт КС₁ может служить своего рода внутрипромысловым сборным нефтепроводом, соединяющим линзы нефтенасыщенных коллекторов через искусственные выработки - скважины. Нефть может уходить из линз с АВПД в горизонт KC₁ в одних скважинах, и этот же горизонт может отдавать нефть в других. Оба явления наблюдаются при высокоточных термических исследованиях скважин (скв. 106, 123, 128, 113, 559, 117). Однако обнаруженные перетоки нефти не могут помешать определению ее запасов по описываемой методике.

Для определения предела в числителе уравнения (4) по данным опытно- промышленной эксплуатации четырех скважин были вычислены и построены зависимости  (рис. 3, а)( При построении принятодля уменьшения ошибок, связанных с индивидуальными измерениями давлений, построение кривых выполнено с использованием усредненных по каждой скважине кривых, изображенных на рис. 2).

Рассмотрение этих зависимостей свидетельствует о двухстадийном характере изменения упругих свойств коллекторов. На первой стадии эксплуатации, когда пластовое давление выше гидростатического, добыча нефти происходит преимущественно за счет смыкания трещин - они обладают наибольшей сжимаемостью. На этой стадии эксплуатации небольшие отборы нефти приводят к резкому снижению пластового давления.

Вторую стадию эксплуатации, когда давление падает ниже гидростатического, характеризует второй отрезок прямой. Здесь темп падения пластового давления снижается. Это оказывает существенное влияние на деформацию пор матрицы коллектора. Матрица подпитывает трещины нефтью, выжимаемой из открытых межзерновых пор коллектора. На этой же стадии возможен приток нефти из соседних линз.

Вторая стадия деформации коллектора четко выделяется лишь в глинистых трещинных коллекторах, обладающих пластичной недоуплотненной матрицей. В порово-трещинных карбонатных коллекторах эта стадия менее ярко выражена на кривых

Точку, расположенную в месте излома двух прямых на упомянутой зависимости, условно назовем критической. Она показывает условную границу между давлениями, вызывающими деформацию пласта в результате смыкания трещин, и давлениями, при которых деформация происходит из-за cжатия главным образом межзерновых пор. Координаты этой точки: и

Очевидно, что, применяя уравнение (4) к начальному участку кривой , мы получим представление о запасах нефти в открытых трещинах, а применяя это же уравнение ко второму участку кривой, - «активные запасы» нефти за вычетом уже добытой нефти из зоны дренирования скважины или группы скважин. Предельное значение коэффициентав уравнении (4) для начальной стадии деформации коллектора получим исходя из нижеследующих положений.

Поскольку система горизонтальных микрополостей (трещин) образовалась в листоватых глинах под воздействием АВПД и поддерживается этим давлением в раскрытом виде, при отборе нефти из пласта должны возникать упруго-пластические деформации: упругие - благодаря упругим деформациям нефти и воды, пластические - в результате смыкания трещин.

Исключение составляет лишь момент начала отбора нефти, когда относительные деформации трещин примерно равны относительным деформациям нефти и воды, заполняющим объем трещин. Это означает, что пласт при деформируется упруго и сжимаемость системы трещин должна стремиться к средней сжимаемости поровых флюидов:

где- коэффициенты сжимаемости нефти и воды; Кн - коэффициент нефтенасыщенности.

Это равенство можно также получить исходя из теории, изложенной в работе [1] для пород с изолированными порами.

Расчет показывает, что, поскольку объем связанной воды в порах породы в 5-10 раз меньше объема нефти, а сжимаемость воды в 4 раза ниже, ее влиянием для практических целей можно пренебречь и считать Кн=1. Тогда

Из уравнения (2) получим

Из уравнения (4) найдем выражение для определения запасов нефти в открытых трещинах (в системе открытых микрополостей):

По мере отбора нефти из пласта Dр возрастает, увеличиваются и напряжения в его скелете. Трещины смыкаются, давление понижается до уровня близкого к гидростатическому. К концу первой фазы деформации коллектора при отборе массы нефти М_кр (около 6-8 % запасов) полости открытых трещин получили дополнительные опоры за счет своих неровностей. Такая среда не потеряла проницаемости, но в деформационном смысле она приблизилась к среде с межзерновой пористостью. Однако жидкости еще отобрано мало и в пласте продолжает дренироваться все тот же объем нефти, заполняющей систему трещин (или микрополостей), уменьшенный на величину М_кр. Это условие позволяет геометрически определить значение нового коэффициента характеризующего упругость системы в критической точке:

Откуда

где А₁ и А₂ - координаты кривой в начальной и критической (р=р_кр) точках.

Для определения общих активных запасов нефти уравнения (4) необходимо применить ко второму отрезку кривой на зависимости.

Для этого начало координат переносится в точку с координатами и в новых координатах строятся зависимости:

Примеры таких зависимостей изображены на рис. 3, б. Экстраполяция зависимостей в точкупозволяет исключить влияние законтурной нефти и определить общие «активные запасы» нефти в линзе или в зоне дренирования пласта группой скважин,

Экстраполируя кривые накопленной добычи, изображенные на рис. 2,а, до величины пластового давления р= 0,75 рнас, можно определить извлекаемые запасы нефти.

Контрольные подсчеты, выполненные по четырем скважинам Салымского месторождения, показывают, что только 70 % «активных запасов» нефти, определенных по формуле (10), будет извлечено на поверхность. Это коэффициент нефтеотдачи для «активных запасов» нефти, найденный по методу упругого материального баланса. Величина «активных запасов» нефти существенно меньше балансовых запасов нефти, подсчитанных объемно-статистическим методом. Поэтому коэффициент нефтеотдачи от балансовых запасов составляет по этим же скважинам только 41 %. Эта разница объясняется тем, что к балансовым запасам относят нефть, заключенную в порах, которые в пластовых условиях оказываются изолированными, неэффективными или становятся таковыми в процессе падения пластового давления.

В том случае, когда удается определить независимым методом площадь дренирования скважины или группы изучаемых скважин, можно вычислить плотность извлекаемых запасов. Такой пробный подсчет проведен по четырем скважинам Салымского месторождения с использованием данных работы [4] о площади дренирования скважин. Он показал, что плотности извлекаемых запасов нефти, определенные по объемно-статистическому методу и по методу упругого материального баланса с учетом различий в коэффициентах нефтеотдачи, практически совпадают.

Выводы

1. На теоретической основе метода упругого материального баланса предложен новый метод определения запасов нефти в порово-трещинных коллекторах с АВПД. При его использовании не требуется экспериментальных определений сжимаемости, трещиноватости, открытой межзерновой пористости и эффективной мощности коллектора. Однако использование метода возможно лишь на стадии опытно-промышленной эксплуатации скважин, когда пластовое давление в отдельных линзах или на гидродинамически изолированном участке пласта на 10-20% ниже значения нормального гидростатического давления.

2. Предлагаемый метод был опробован при определении запасов нефти в зонах дренирования четырех скважин Салымского месторождения, находящихся около 8 лет в опытно-промышленной эксплуатации. Полученные данные позволяют заключить следующее:

· запасы нефти, определенные предлагаемым методом, включают только нефть, содержащуюся в сообщающихся микропустотах (трещинах) и в открытых межзерновых порах, т.е. только нефть, активно реагирующую на изменения пластового давления;

· плотность этих запасов нефти, которую можно было бы назвать «плотностью активных запасов нефти», в 1,7 раза меньше плотности балансовых запасов, определенных объемно-статистическим методом;

· не все «активные запасы нефти» можно извлечь на поверхность; величина коэффициента конечной нефтеотдачи от «активных запасов», определенная по зонам дренирования четырех скважин Салымского месторождения, 70 %;

· плотности извлекаемых запасов нефти, определенные по тем же скважинам объемно-статистическим методом (конечная нефтеотдача 41%) и методом упругого материального баланса (конечная нефтеотдача 70%), оказались практически одинаковыми.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

2. Добрынин В.М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты. - Изв. АН СССР. Сер. геол., 1982, № 3, с. 120-127.

3. Добрынин В.М„ Мартынов В.Г. Коллектор нефти в нефтематеринских глинистых толщах. - Геология нефти и газа, 1979, № 7, с. 36-43.

4. Модель процесса извлечения нефти из глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири / И.И. Нестеров и др. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979, вып. 44, с. 19-22.

5. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа, 1979, № 10, с. 26-29.

6. Нефть в трещинных коллекторах/Б.А. Тхостов, А.Д. Везирова, Б.Ю. Вендельштейн, В.М. Добрынин. М., Недра, 1970.

Поступила 20/1 1983 г.

Рис. 1. Изменение пластового давления во времени по отдельным скважинам Салымского месторождения. Шифр кривых - номер скважины

Рис. 2. Зависимость накопленной добычи нефти от пластового давления и изменение пластового давления во времени при эксплуатации четырех скважин Салымского месторождения

Рис. 3. Примеры определения произведенияв зонах дренирования скв. 28, 27, 64 и 54.

а - общий вид кривыхи их интерпретация на первой стадии деформации коллектора (АВПД); б - интерпретация кривыхна второй стадии деформации коллектора (пластовое давление ниже гидростатического)