УДК 552.578.2.061.4:553.04

Методика оценки запасов нефти залежей с неоднородными низкопроницаемыми коллекторами

Г.В. КЛЯРОВСКИИ, Р.В. МЫСЕВИЧ, Б.Г. ПАРАХИН (Укргипрониинефть)

Подсчет запасов нефти и газа залежей производится в основном объемным методом. Однако для многопластовых месторождений с неоднородными низкопроницаемыми коллекторами в большинстве случаев отсутствуют данные о продуктивности отдельных пластов и пропластков. Это не позволяет правильно выделить в разрезе продуктивной толщи промышленно нефтеносные пласты и определить их среднюю нефтенасыщенную толщину и открытую пористость. Таким образом, подсчитанная объемным методом цифра запасов нефти для подобного рода залежей зачастую завышена, что сказывается на показателях разработки месторождения.

Разработка залежей с газонасыщенными нефтями с высоким давлением насыщения и пассивными контурными водами, как правило, производится вначале на режиме растворенного газа. Этот период характеризуется падением добычи нефти и ростом газового фактора во времени. Если основная сила, выталкивающая нефть из пласта в скважину, - энергия растворенного газа, дебит нефти можно определить по известному уравнению Лейбензона

где - дебит нефти, t - время разработки залежи, m и k - параметры уравнения.

Поскольку - суммарная добыча нефти Qн за время t , с учетом уравнения (1) получим

Проинтегрируем уравнение (2) и подставим вместо его значение , тогда

Уравнение (3) указывает на то, что в рассматриваемом случае дебит нефти на отработанный скважино-день прямо пропорционален суммарной добыче нефти Qн. Он выводится из фактических данных разработки залежи на режиме растворенного газа. При из уравнения (3) определим извлекаемые запасы нефти залежи, разрабатываемой на режиме истощения пластовой энергии.

Для определения начальных балансовых запасов нефти залежи необходимо знать нефтеотдачу при разработке на режиме растворенного газа:

где и - начальная и конечная нефтенасыщенность коллектора; и - объемные коэффициенты нефти при начальном и конечном пластовых давлениях.

Зависимость пластового давления от нефтенасыщенности коллектора при режиме растворенного газа рассчитывается по уравнению Розенберга. Достоверность расчетов зависит от тщательности исследования свойств пластовой нефти и соответствия принятых в расчетах фазовых проницаемостей нефти и газа их действительным значениям. При несовпадении расчетных данных (газового фактора и пластового давления) с фактическими показателями разработки залежи значения фазовых проницаемостей уточняются по методу, изложенному в работе [3].

Определение конечной нефтенасыщенности при режиме истощения можно произвести и лабораторным методом путем разгазирования кернов, насыщенных пластовой нефтью.

Подсчитаем запасы нефти по предложенной методике на примере гипотетической залежи. Она сложена мощной толщей чередующихся пластов и пропластков песчаников, алевролитов и аргиллитов. Продуктивные пласты характеризуются низкой проницаемостью и значительной неоднородностью как по площади, так и по разрезу. Давление насыщения пластовой нефти близко к начальному пластовому давлению. Зависимость объемного коэффициента от давления имеет следующий вид:

Во время разбуривания залежи и ввода новых скважин в эксплуатацию происходило наращивание добычи нефти. С конца третьего года ее разработки наблюдалось интенсивное развитие режима растворенного газа. Об этом свидетельствует снижение среднего дебита нефти на отработанный скважино-день. К концу десятого года разработки залежи средний дебит нефти уменьшился от 47 до 12 т/сут, пластовое давление 31 МПа снизилось на 9,3 МПа, т. е. до 0,7 от его начальной величины. Средневзвешенный газовый фактор по залежи увеличился до 1080 м³/т, превысив начальное газосодержание пластовой нефти в 4,7 раза. На рис. 1 представлена зависимость дебита нефти на отработанный скважино-день от ее накопленной добычи. Полученные данные подтверждают линейность этой зависимости. Уравнение прямой имеет вид

При начальные извлекаемые запасы нефти при разработке залежи на режиме растворенного газа составят

Для данной залежи по формуле Розенберга были рассчитаны зависимости пластового давления и газового фактора от нефтенасыщенности (рис. 2). Начальная нефтенасыщенность принималась равной единице, т. е. связанная вода относилась к скелету породы. В расчетах использовали следующие данные: а) физические свойства пластовой нефти, определенные по анализам глубинных проб; б) отношения фазовых проницаемостей нефти и газа, рассчитанные по формуле Маскета; в) равновесная газонасыщенность, составляющая 4 %.

Сопоставление расчетных газовых факторов с фактическими для залежи, разрабатываемой на режиме растворенного газа, показало их совпадение. Это говорит о том, что расчетные данные зависимости пластового давления от нефтенасыщенности (см. рис. 2) могут быть использованы для определения нефтеотдачи залежи, эксплуатируемой на режиме растворенного газа.

При снижении пластового давления до 5 МПа, т. е. до давления, при котором еще возможна эксплуатация скважин, нефтенасыщенность коллектора уменьшится от 0,96 до 0,65 (см. рис. 2). Согласно расчетам по формуле (5), в данном случае коэффициент нефтеотдачи составит

Зная извлекаемые запасы нефти Qн при разработке залежи на режиме растворенного газа и коэффициент нефтеотдачи, определим начальные балансовые запасы

Вышеизложенным методом был произведен подсчет запасов нефти по ряду месторождений Предкарпатья, которые отличаются большими этажами нефтеносности, низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов, их значительной неоднородностью и неактивными областями питания. Продуктивными являются пласты песчаников и алевролитов небольшой толщины, которые расположены в мощной толще аргиллитов и изолированы друг от друга. Они часто имеют невыдержанное, линзовидное распространение по площади или же сливаются с другими пластами.

Особенно сложным геологическим строением и низкими коллекторскими свойствами характеризуются многопластовые залежи нефти, приуроченные к менилитовым отложениям. При подсчете запасов нефти в менилитовых отложениях объемным методом возникали большие трудности, связанные с выделением нижних границ открытой пористости и проницаемости коллекторов, содержащих промышленные запасы нефти. Как показала практика разработки этих залежей, цифры начальных балансовых запасов нефти менилитовых отложений, полученные в первых подсчетах, оказались значительно завышенными. Например, по менилитовым отложениям Долинского месторождения начальные балансовые запасы нефти в первом подсчете были завышены более чем в 2 раза по сравнению с последующим. В этих подсчетах за нижний предел открытой пористости промышленно нефтеносных коллекторов принимали 6 %. Предыдущие подсчеты запасов нефти произведены без учета нижней границы коллекторских свойств пород.

В заключение следует отметить, что рассмотренную методику оценки запасов нефти целесообразно использовать также для подсчета запасов залежей со смешанным коллектором. Для таких залежей, как правило, трудно определить достоверные значения нефтенасыщенной толщины, а также открытой пористости, трещиноватости и кавернозности коллектора, необходимые для подсчета запасов нефти объемным методом.

Рис. 1. График зависимости дебита нефти от ее суммарной добычи по залежи

Рис. 2. Зависимость пластового давления и газового фактора от нефтенасыщенности