К оглавлению

УДК 553.982:553.048(470.57)

Использование статистических связей между геологическими параметрами при подсчете запасов нефти месторождений Башкирии

К.С. БАЙМУХАМЕТОВ, Н.Н. ШАДРИНА (БашНИПИнефть)

Различные приемы статистической обработки геологической информации широко используются в практике подсчета запасов нефти и газа. Наиболее широкое применение они нашли при определении средних значений подсчетных параметров, в частности мощности, пористости, нефтенасыщенности, плотности нефти и т. д.

В связи с возросшими требованиями к достоверности запасов, а также с сокращением каменного материала все большее значение приобретает обобщение накопленных фактических данных с целью выявления статистических связей между различными геологическими параметрами.

Значение такого обобщения возрастает в связи с тем, что в последнее время выявляются в основном мелкие месторождения. Объем информации по таким залежам, разумеется, не может быть достаточным для обоснованной оценки их запасов. Особенно остро недостаток информации ощущается при оперативной оценке их запасов.

Как известно, наиболее просто определить мощность продуктивного пласта в конкретных разрезах. Осложняющим фактором при этом является выделение границы коллектор - неколлектор, особенно в карбонатных разрезах.

Нижние пределы пористости в этих случаях (в коллекторах нормального типа) определяют чаще всего по обычной методике по зависимостям пористость насыщения - проницаемость или проницаемость - удельная продуктивность. При этом привлекаются данные о вязкости нефти в пластовых условиях. Для разных типов пород нижние пределы проницаемости различны. Так, если в терригенных коллекторах они колеблются от 0,005 до 0,04 мкм², то в карбонатных могут быть на порядок ниже.

В практике подсчета запасов в терригенных коллекторах месторождений Башкирии в последние годы все шире применяется зависимость критической проницаемости от вязкости нефти (рис. 1).

Более сложно определение нижних пределов пустотности в коллекторах сложного типа - кавернозных, порово-кавернозных, трещинно-кавернозных и т. д. В этих случаях помощь оказывает анализ распределения доли коллекторов по пустотности. Резкое возрастание коллекторов в определенном интервале при наличии показаний керна может отражать как нижние пределы пустотности, так и смену типов пустотности (например, трещинной и каверновой пористости). Разработанная в БашНИПИнефть [3] методика определения каверновой пустотности позволяет существенно повысить точность определения этого параметра.

Анализ фактического материала по большому числу пластов и месторождений в терригенной толще нижнего карбона показал, что существует достаточно тесная связь между средневзвешенными значениями таких подсчетных параметров, как пористость - мощность, нефтенасыщенность - мощность и соответственно пористость - нефтенасыщенность. Хотя эти зависимости не универсальны и применимы для определенных территориально районированных групп месторождений, тем не менее их использование позволяет существенно уточнить запасы нефти при оперативной их оценке [2].

Достаточно большой объем информации по пластам и месторождениям Башкирии получен из скважин, в которых керн из продуктивной части пластов отобран при вскрытии на растворах на углеводородной основе. Сопоставление результатов, полученных этим методом, с результатами косвенных методов показало, что различия между ними иногда существенны (20- 50%). В то же время по некоторым объектам результаты обоих методов совпадают. В связи с изложенным возникает необходимость бурения специальных скважин практически на каждую продуктивную толщу.

Для целей же оперативной оценки в терригенных коллекторах достаточная точность достигается и при использовании статистической зависимости нефтенасыщенность - мощность или нефтенасыщенность - пористость (средневзвешенные значения).

Как известно, наибольшие ошибки, особенно при оперативной оценке запасов нефти, тем более по мелким залежам, возникают при определении эффективных объемов. В свою очередь, большая доля этой ошибки допускается за счет неточного определения площади развития продуктивных пород-коллекторов.

Анализ фактического материала по более чем 200 залежам показал, что существует статистическая связь между средней мощностью пласта-коллектора и площадью его развития (или коэффициентом распространения коллекторов) [1]. Эта зависимость приведена на рис. 2. Отклонения от средних значений характерны для пластов, в которых накопление осадков происходило в условиях размыва нижележащих глин или карбонатных слоев. В Башкирии, например, к ним относятся пласты песчаников Д-I девона и C-VI нижнего карбона. Для остальных пластов терригенных толщ девона и нижнего карбона зависимость имеет универсальный характер. Кстати, данные по пластам XIII объекта Узеньского месторождения и по пластам Д-I нескольких площадей Ромашкинского месторождения показывают, что зависимость между этими двумя параметрами и для пластов этих двух месторождений также универсальна.

Использование указанной статистической связи позволяет уточнить площадь развития коллекторов в терригенных толщах девона и нижнего карбона Башкирии. Зная среднюю мощность песчаников (при этом учитывается водонасыщенная часть пласта), можно определить вероятную площадь распространения коллекторов (через коэффициент распространения). Апробирование этой методики по ряду залежей Башкирии показало достаточное совпадение результатов, полученных вначале по разведочным скважинам, затем после сплошного разбуривания по эксплуатационным (r>0,6). В таблице приведено сопоставление этих данных по трем месторождениям.

Таким образом, при оперативной оценке запасов нефти в терригенных коллекторах месторождений Башкирии на стадии оперативной оценки балансовых запасов нефти, используя статистические связи, можно, зная лишь мощности пластов в скважинах, определить средние значения пористости и нефтенасыщенности и вероятную площадь развития коллекторов недостаточно разведанных залежей.

Большую сложность при оперативной оценке запасов нефти вызывает определение коэффициента извлечения нефти (КИН). Как правило, на стадии первичной оценки этот показатель принимается или по аналогии, или приближенно, ориентировочно.

С целью большей обоснованности этого важного параметра были изучены основные факторы, влияющие на его формирование. В формуле гидродинамического метода расчетов КИН БашНИПИнефть учитывается три основных коэффициента: сетки, вытеснения и охвата пласта заводнением.

Первый коэффициент обычно определяется после достаточно полного разбуривания с учетом геологической информации и плотности сетки скважин.

Нами была предпринята попытка расчета коэффициента сетки на стадии малой изученности залежей в терригенных коллекторах. С этой целью на ЭВМ набиралось большое количество моделей пласта с учетом различной степени развития коллекторов. Поскольку коэффициент распространения связан со средней мощностью коллекторов, коэффициент сетки, очевидно, также должен определяться их распространением по площади залежи. Разумеется, при этом коэффициент сетки должен зависеть от плотности разбуривания. В каждом случае определялось среднее значение потерь запасов в зонах, прилегающих к участкам замещения или выклинивания продуктивных пластов. Отношение объема запасов, охватываемых данной сеткой, к общим запасам и будет коэффициентом сетки. В работах [1,4] приведены расчетные величины этого показателя. Несмотря на расхождения в области малых мощностей, в обоих случаях получены сходные результаты. Существенные различия в области низких значений мощностей (менее 2 м), очевидно, объясняются отличиями принятых моделей пласта. Дело в том, что при этих значениях средней мощности отмечается «инверсия фаз», когда песчаники из вмещающих пород становятся вмещаемыми, так как они отсутствуют более чем на половине площади. При этом возможны различные варианты развития песчаников в форме линз, полулинз или пластов. В зависимости от этого и коэффициенты сетки будут значительно различаться. Поэтому при низких значениях средней мощности пластов рекомендуется принимать величину коэффициента сетки с учетом характерных особенностей строения данного пласта.

При оперативной оценке запасов данные о коэффициенте вытеснения, как правило, отсутствуют, особенно по мелким залежам. Поэтому рекомендуется пользоваться статистическими зависимостями, выявленными на основе анализа достаточно большого фактического материала. На рис. 3 приведена динамика этого показателя для различных вязкостей нефти и типов коллекторов по месторождениям Башкирии. Как показала практика, используя среднее значение пористости, с достаточной для целей оперативной оценки запасов, точностью по этим связям можно определить величину коэффициента вытеснения.

Для оценки третьего показателя, определяющего КИН,- коэффициента охвата залежи заводнением, зависимостей, аналогичных вышеизложенным, выявить не удалось. Поэтому были сведены в таблицу данные по многим залежам с различным типом коллекторов, проницаемостью и вязкостью нефти. При этом достаточно четко выявлена качественная зависимость этого показателя от вязкости нефти и проницаемости коллектора. Для целей оперативной оценки запасов рекомендуется принимать величину коэффициента охвата залежи заводнением по аналогии с близко расположенными залежами со сходными средними значениями проницаемости и вязкости нефти. Разумеется, при этом нельзя гарантировать высокую точность принимаемой величины. Однако если учесть, что даже в проектах разработки точность полученных расчетных величин невысока, то для целей оперативной оценки запасов этот метод, на наш взгляд, приемлем.

Таким образом, выявление на основе анализа большого фактического материала связей различных геологических параметров между собой позволяет значительно повысить точность оценки запасов на всех стадиях проектирования, особенно в условиях недостатка информации. Несомненно, что дальнейшее обобщение этого материала позволит уточнить и выявить новые зависимости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баймухаметов K.С. Особенности геологического строения терригенной толщи нижнего карбона в северной части Башкирии и их влияние на разработку залежей нефти. РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., 1976, № 11, с. 16-21.

2. Методика определения средних значений нефтенасыщенности и пористости по залежам в терригенной толще нижнего карбона Башкирии при оперативной оценке запасов нефти / К.С. Баймухаметов, И.Л. Зубик, А.А. Малоярославцев, Н. Н. Шадрина, РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., 1980, № 2, с. 19-20.

3. Рекомендации по определению емкостных свойств кавернозно-пористых пород / К.Я. Коробов, В.С. Ярыгина, В.И. Шутихин, В.В. Гизатуллина. Уфа, изд. ОНТИ БашНИПИнефть, 1983.

4. Саттаров М.М., Саттаров Д.М. Выбор системы разработки многопластовых месторождений. Обзор ВНИИОЭНГ. Сер. Нефт. дело. М., 1983, с. 45.

Таблица

Месторождения	Пласт	Объем залежи, усл. ед.
		По данным разведки	по данным эксплуатационного разбуривания
Уразметовское	Д-I	0,35	0,35
Кальшалинское	C-VI	0,43	0,44
Бекетовское	Д-I	0,54	0,35

Рис. 1. Критическая проницаемость коллекторов при различной вязкости нефти по месторождениям Башкирии.

Месторождение, пласт: 1 - Шкапово, Д-VI, 2 - Туймазы, Д-I, 3 - Туймазы, Д-II, 4 - Уршак, Д-I, 5 - Сатаево, Д-I, 6 - Шкапово, Д-I, 7 - Красное Кубово, Д-I, 8 - Четырман, C-IV, 9 - Красное Кубово, C-IV, 10 - Орьебаш. C-IV

Рис. 2. Зависимость коэффициента распространения коллекторов от их средней мощности.

1 - пласты терригенной толщи девона; 2 - то же, нижнего карбона

Рис. 3. Зависимость коэффициента вытеснения от пористости.

1 - терригенные отложения девона, вязкость нефти менее 2 мПа*с; 2 - то же, вязкость 2-15 мПа-с; 3 - терригенные отложения нижнего карбона, вязкость нефти менее 20 мПа-с; 4 - то же, вязкость 20-30 мПа-с; 5 - то же, вязкость более 30 мПа-с