Н.П. ЗАИКИН, А.И. ЛОБОВ (БелНИГРИ), А.В. КОНЧИЦ (УкргипроНИИнефть)

Из-за чрезвычайно сложной микроструктуры продуктивного пласта, наличия каверн, пор, трещин в оценке его нижних пределов эффективной емкости пока нет удовлетворительного теоретического решения [1]. Прямые лабораторные методы оценки этого показателя характеризуют только матричную, меньшую по распространению, емкость, а каверно-трещинная ввиду слабого выноса керна на поверхность и несовершенства лабораторных методов практически почти не исследуется. В связи с этим все большее применение находят косвенные, статистические методы изучения связей ФЕС с геофизическими и геолого-промысловыми параметрами. В частности, для условий Припятской НГО в последнее время разработан и применяется метод оценки нижнего предела эффективной емкости пласта по “кумулятивным” кривым зависимости этого параметра от водосодержания и глинистости, определяемых по нормализованным кривым НГК, ГК, МБК. При этом строятся частотные полигоны распределения двух областей приточных и неприточных объектов. Пересечение этих областей по “оси симметрии” полигонов и определяет величину нижнего предела емкости исследуемого пласта. Недостатками этого метода являются качественный характер и альтернативность оценки притока флюида в скважину без учета степени кольматации пласта и технико-экономических факторов разведки и разработки месторождений.

По рассчитанным значениям параметра все нефтяные пласты четко ранжируются на пять типов: сверхпродуктивный (Б<=1), высокопродуктивный (Б=1,01–2), продуктивный (Б=2,01–3), низкопродуктивный (Б= 3,01 –4), предельно-продуктивный (Б>4).

Комплексный параметр продуктивности Б тесно (коэффициент корреляции 0,67–0,79) связан с важнейшими характеристиками (удельной нефтепродуктивностью П и оптимальным нефтеизвлечением Н_опт), следующими уравнениями регрессии:

lgП=2-Б, (1)

Очевидно, что уравнение (1) справедливо и для случая предельно-рентабельной удельной продуктивности пласта П_пр:

Ппр=Дпр/h_эp_оk_и. (3)

где Д_пр – предельно-рентабельный вводный дебит нефти, м^э/сут; h_э – эффективная толщина пласта, м; p_o – оптимальная пластовая депрессия, МПа; k_и– коэффициент использования продуктивных ресурсов пласта, адекватно соотносимый с коэффициентом работающей его толщины.

Д_пр= (1,57+0,67 H) k_з/r, (4)

где H – глубина скважины, км; k_з – коэффициент замыкающих затрат, относительно базовых удельных (60 руб/т); r – плотность дегазированной нефти, т/м³.

По отечественным и зарубежным прогнозам на 1990–2005 гг. намечается вторая волна роста мировых цен на нефть. В соответствии с этим прогнозный отраслевой норматив удельных замыкающих затрат, по данным ВИЭМС, ВНИИОЭНГ, может составить от 90 до 120 руб/т, a k_з изменится в пределах 0,67–0,50.

При фиксированных, детерминированных значениях свойств, входящих в общее регрессионное уравнение при определении параметра Б, эффективная емкость пласта Е и проницаемость k определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Интегральный параметр ФЕС В выражается через эффективную емкость уравнениями соответственно для карбонатного и терригенного пластов:

В=0,16Е²–4,4Е+30, (5)

В=0,04Е²-2,6Е+42. (6)

Этот метод был апробирован на 78 нефтяных залежах БССР. По 32 из них рассчитанные значения Е_пр довольно доверительно легли на кривую зависимости Е_пр от вязкости пластовой жидкости m с коэффициентом корреляции 0,94. На рисунке же видно, что соответствующие значения Е_пр, определенные по ГИС, дали неудовлетворительное распределение. Расхождение в значениях Е_пр по двум методам тем больше, чем меньше вязкость пластовой нефти. При вязкости флюида 10 мПа·с и более оба метода дают хорошую сходимость.

Все эти залежи являются низкопродуктивными по типу (Б=3–4), что и объясняет хорошее граничное распределение Е_пр по кривой зависимости Е_пр от m. По другим залежам, более высокого по продуктивности типа, вычисленные значения Е_пр, естественно, оказались ниже кривой распределения и на рисунке они не показаны. Такое положение объясняется повышенными (более 30 м) эффективными толщинами пласта этого типа, т. е. рентабельные дебиты нефти в скважинах могут быть получены и при более низких значениях Е_пр, что вполне логично.

Для оперативного определения Е_пр выведены следующие уравнения регрессии для карбонатного и терригенного пластов соответственно:

Определив Е_пр пласта и используя регрессионное уравнение связи этого параметра с эффективной проницаемостью, можно оценить и предельно-рентабельное значение проницаемости K_пр по следующим зависимостям для карбонатного и терригенного пластов соответственно:

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа.– М.: Недра.– 1976.
2. Выбор рационального режима опробования карбонатных коллекторов / А.И. Завгородний, Н.Л. Лобова, А.И. Лобов, и др. // Нефтяное хозяйство.– 1988.– № 7.– С. 24–29.
3. Заикин Н.П., Харчиков П.К., Заикина Е.Н. Оценка продуктивности нефтеотдачи пласта по комплексу геолого-промысловых факторов.– Минск.– Изд-е БелНИГРИ.– 1986.
4. Нормативы предельно-рентабельных технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений Белоруссии / Н.П. Заикин, З.А. Куркина, З.П. Филиппова и др. // Нефтяное хозяйство.– 1988.– № 12.– С. 9–11.

This paper presents the procedures for evaluating the marginally profitable capacity of oil reservoir on the basis of integrated geological-physical and feasibility study data with special emphasis on oil fields of the BSSR.

Значения Е_пр: 1 – по данным ГИС, 2 – по комплексу геолого-экономических данных