УДК 553.048:553.982(479.24)
ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ КАЧЕСТВА ЗАПАСОВ НЕФТИ
Б.А.Багиров, А.П.Салманов (АГНА), М.К.Гасаналиев (ИПГНГМ АН Азербайджана)
Эффективность разработки нефтегазовых залежей в существенной степени предопределяется качеством запасов. Поэтому при обосновании конечных коэффициентов нефтеотдачи необходимо еще в начальной стадии ввода залежей в разработку, наряду с многими геолого-техническими факторами, учитывать и качество запасов нефти. Утвержденные объемы геологических (балансовых), извлекаемых запасов нефти оказываются главным ориентиром при выборе стратегии разработки залежей. Принятые в научно-производственных организациях б.
СССР различные научные концепции предусматривали консолидацию усилий, направленных на увеличение степени реализации этих запасов. Между тем, как показало изучение материалов разработки большого числа месторождений ряда нефтегазодобывающих регионов, при подтверждении объемов извлекаемых запасов обнаруживаются существенные недостатки. При этом различия между утвержденными объемами запасов нефти и фактическими, выявленными в процессе разработки залежей, во времени все более возрастают. Большинство специалистов связывают это с ошибками, допускаемыми при определении качества запасов нефти. Отмечается, что в таких объектах из-за сложных геолого-гидродинамических условии степень подвижности нефти в коллекторах оказывается меньше прогнозируемой. В процессе разработки, осуществляемой по традиционной технологии, попытки добиться увеличения скорости движения нефти в сторону добывающих скважин не увенчались успехом. Запасы таких залежей стали называть трудноизвлекаемыми. Прежде чем охарактеризовать методы и подходы к определению запасов как трудноизвлекаемых, целесообразно привести некоторые уточнения самого термина "трудноизвлекаемые запасы".Этот термин широко используется для запасов нефти, приуроченных к пластам, характеризующимся неблагоприятными природными условиями. Ясно, что для полной характеристики запасов по степени возможности их реализации требуется классифицировать и другую часть запасов, находящихся в пластах с лучшими геологическими показателями. Логичным здесь может оказаться термин "легкоизвлекаемые запасы", который, однако, не несет реальной смысловой нагрузки, поскольку процесс разработки нефтяных залежей даже в самых благоприятных условиях представляет собой весьма сложную динамическую систему. Многообразие геолого-технологических условий разработки в таких объектах также требует перманентного решения самого различного рода задач. Исходя из перечисленного для ранжирования запасов нефти по возможности их реализации целесообразно принять следующие термины, наиболее полно отражающие сущность обсуждаемого вопроса:
1. "Активные запасы нефти" — запасы, приуроченные к пластам с благоприятными природными условиями.
2. "Пассивные запасы нефти" — запасы нефти, не поддающиеся эффективной выработке из-за ряда природных факторов, препятствующих активному движению нефти в пористой среде.
Рассмотрим проблему выявления и отнесения запасов к категории "пассивных запасов нефти".
Ряд исследователей с целью выделения трудноизвлекаемых запасов использует зависимость между такими показателями, как эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, проницаемость пород-коллекторов и вязкость нефти в пластовых условиях [3].
Некоторые ученые [1] предлагают количественные критерии выделения трудноизвлекаемых запасов на основе совместного учета гидропроводности, коэффициента охвата вытеснением нефти водой из продуктивных пластов, эффективности и рентабельности разработки залежей. Первый из указанных показателей отражает фильтрационную характеристику пласта и свойства нефти, второй — геологическую неоднородность с учетом плотности сетки скважин.
Существует также мнение [2], что для выделения низкопроницаемых коллекторов необходимо использовать такой комплексный параметр, который позволил бы учесть фильтрационно-емкостные свойства пласта, его продуктивность, а также экономические критерии эффективности его разработки. Предлагается использовать более общий гидродинамический критерий вида [2]
khh / mm b
вн ,где
kh/m .— гидропроводность пласта; т — пористость пласта; h / b вн— отношение коэффициента нефтеизвлечения к коэффициенту вытеснения нефти водой, характеризующее рентабельность разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами.При проектировании разработки низкопроницаемых пластов в силу их сильной неоднородности рекомендуется рассматривать возможность применения нескольких способов разработки и видов воздействия на пласты.
По данным разработки месторождений Западной Сибири (1987 г.) к категории трудноизвлекаемых запасов нефти можно отнести объекты разработки со следующими показателями: проницаемость пород-коллекторов менее 0,05 мкм , вязкость пластовой нефти более 30 мПа-с, начальная добыча нефти из скважины менее 20 т/сут, темпы разработки и конечные коэффициенты нефтеотдачи низкие, а себестоимость нефти достаточно высокая [4].
Предлагается все залежи в соответствии с геолого-физическими свойствами и литолого-фациальными особенностями делить на три группы [5]:
1 — относительно однородные объекты с проницаемостью коллекторов 0,4-1,0 мкм
2, нефтью малой вязкости в пластовых условиях (3-10 мПа-с) и коэффициентом извлечения 0,6 и более;2 — объекты со слабовыраженной, однородностью, с проницаемостью коллекторов 0,1-0,4 мкм , вязкостью нефти до 10 мПа-с, коэффициентом извлечения 0,3-0,5;
3 — объекты со значительной неоднородностью коллекторов по всей площади структуры, низкопроницаемые коллекторы — 0,02-0,10 мкм
2, вязкость нефти более 20 мПа-с.Анализ этих методов и других подходов выделения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти показывает, что рассматриваемая проблема охватывает более широкий диапазон показателей. Так, в работе [4] справедливо отмечается, что при решении данной задачи необходимо учитывать три следующих обобщенных фактора:
а) геолого-технологический — вязкость нефти, проницаемость пластов, соотношение объемов нефти и газа в залежи, степень истощенности запасов разрабатываемых залежей;
б) горно-технический — глубина залегания и степень агрессивности среды;
в) природно-географический — местоположение района работ (акватория моря или территория с низкой степенью освоенности и труднодоступности, наличие запрета на производство горно-геологических работ, природно-заповедная или водоохранная зона, совместное залегание неуглеводородных ценных полезных ископаемых и т.д.).
Учитывая, что в свете рассматриваемой проблемы для большинства месторождений большое значение имеют факторы, входящие в первую группу, основная дискуссия охватывает именно этот круг вопросов.
Рассмотрим результаты исследований выделения запасов по их качеству на основе данных по 374 залежам Азербайджана (суша), запасы которых утверждены в ГКЗ. Выбор этих залежей оправдан тем, что, по существу, они находятся на завершающей стадии разработки. Это позволяет при сравнении объектов опираться не на прогнозный конечный коэффициент нефтеотдачи, а на фактический показатель степени выработки запасов нефти.
Не останавливаясь на всех деталях геолого-технологических показателей нефти указанных залежей, отметим лишь следующее.
Объектом разработки здесь является продуктивная толща (средний плиоцен), представленная в основном чередованием песчаных и глинистых пачек. В выделенных эксплуатационных объектах общие и эффективные толщины составили соответственно 25-60 и 7-30 м. Нефтеизвлечение из объектов осуществляется длительное время, но во всех случаях не менее 50 лет. Для большого числа залежей характерна разработка сначала на естественном режиме, а затем
(III стадия) с заводнением. Причем успешность последнего существенно различается по залежам. Определенная часть объектов вообще не была охвачена заводнением. Практически для всех объектов характерна разработка с исключительно уплотненной сеткой скважин. Текущие коэффициенты нефтеотдачи по залежам изменяются в весьма больших пределах: от 0,04-0,10 до 0,55-0,70, что свидетельствует о приуроченности объектов к разнохарактерным по качеству запасам нефти.Рассмотрим принципы выявления качества запасов этих объектов. При этом, естественно, нас интересует прежде всего определение доли пассивных запасов нефти и особенностей их распределения по объектам.
При выполнении работы за основу принята концепция, предусматривающая правомерность отнесения запасов нефти к пассивным, если конечный коэффициент нефтеотдачи объектов после длительной эксплуатации не превышает 0,30. Принятие этого значения нефтеотдачи пластов как предельного для группирования запасов нефти по качеству можно считать обоснованным. Действительно, если нефтяные залежи эксплуатировались длительное время (50-60 лет, а в ряде случаев около 100 лет) с весьма плотной сеткой скважин и по ним внедрялись прогрессивные методы технологии добычи нефти, а реализовать их запасы более чем на 30 % не представлялось возможным, то запасы таких объектов с уверенностью следует отнести к пассивным.
В таком случае выявление залежей Азербайджана с пассивными запасами нефти упрощается и сводится к выделению среди указанного массива лишь тех, коэффициенты нефтеотдачи по которым не превышают 0,30. При этом нами обращено внимание на ряд залежей с коэффициентом нефтеотдачи несколько выше этого уровня, достигнутым благодаря осуществлению разработки такой
плотной сеткой скважин, которая нехарактерна даже для объектов Азербайджана. С учетом таких залежей в рассматриваемом регионе оказалось 238 эксплуатационных объектов с пассивными запасами нефти.Детальный анализ материалов указанных залежей нефти выявил весьма интересную картину. Так, установлено, что при различных вариациях параметров разрабатываемых залежей в качестве неблагоприятных показателей повсеместно оказываются два ярко выраженных: проницаемость пород-коллекторов и вязкость нефти в пластовых условиях. Во всех объектах без исключения наблюдаются либо проницаемость менее 0,1 мкм , либо вязкость нефти более 10 мПа
*с, или же совместное их проявление, т.е. к породам-коллекторам с незначительной проницаемостью приурочены высоковязкие нефти. В этой связи, а также для более детального изучения залежей целесообразно ранжирование залежей в три группы (таблица).|
Число залежей |
Вязкость нефти, мПа-с |
Проницаемость пород-коллекторов, мкм 2 |
Начальные запасы нефти, млн т |
Добыча нефти на 01.01.96 г., млн т |
Остаточные запасы нефти, млн т |
Текущий коэффициент нефтеотдачи |
|||
|
балансовые |
извлекаемые |
балансовые |
извлекаемые |
||||||
|
I |
55 |
>10 |
<0,1 |
280 |
89 |
64 |
216 |
25 |
0,23 |
|
II |
58 |
>10 |
>0,1 |
385 |
179 |
151 |
234 |
28 |
0,39 |
|
III |
125 |
<10 |
<0,1 |
613 |
178 |
121 |
492 |
57 |
0,20 |
|
Всего |
238 |
|
|
1278 |
446 |
336 |
942 |
110 |
0,27 |
Относительно высокое значение нефтеотдачи
II группы объектов связано в основном с указанным выше обстоятельством — проведением процесса разработки неглубоко залегающих пластов месторождений Балаханы-Сабунчи-Раманы, Кирмаку, Бинагады и др. с исключительно плотной сеткой скважин. К тому же процесс нефтеизвлечения из этих пластов проводился в основном с применением заводнения.В целом следует отметить, что из объектов, относящихся к трем группам, с начала разработки до настоящего времени добыто около 336 млн т нефти, что составляет 27 % степени использования балансовых запасов этих залежей. Остаточные балансовые запасы составили около 942 млн т, а остаточные извлекаемые запасы —
110 млн т.Таким образом, по материалам месторождений Азербайджана установлен перечень нефтяных залежей с пассивными запасами нефти. Такая классификация залежей, вероятно, правомерна и для месторождений, находящихся в аналогичных условиях.
Полагаем, что результаты исследования окажутся полезными при проектировании разработки новых месторождений. Обнаружение уже в первых скважинах пород-коллекторов с проницаемостью менее 0,1 мкм
2 или вязкостью нефти более 10 мПа-с послужит серьезной основой для отнесения конкретного объекта разработки к объектам с пассивными запасами нефти.Литература
1.
Емельянов Н.Н., Бабаева И.А. Количественные методы выделения некоторых видов трудноизвлекаемых запасов // Проблемы нефтегазопромысловой геофизики, геологии и охраны недр: Тр. ВНИИнефти. — М., 1987. — Вып. 98. — С. 45-53.2. Комплексные исследования особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов / Ю.В. Желтов, А.Г. Ковалев, Э.К. Коваленко и др. // Нефт. хоз-во. — 1990. — № 3. — С. 30-33.
3. Комплексные критерии выделения малоэффективных запасов нефти / В.В. Власенко, М.А. Титунина, В.Н. Телегина и др. // Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Тр. ВНИИнефти. — М.,
1988. — Вып. 103.4. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Халимов Р.Э. Методика и схема геолого-экономической классификации запасов и ресурсов нефти для перспективного планирования // Проблемы нефтегазопромысловой геофизики, геологии и охраны недр: Тр. ВНИИ-нефти. — М.,
1987. — Вып. 98. — С. 36-44.5. Юсуфзаде Х.Б. Проблемы разработки сложно построенных месторождений с неоднородными коллекторами // Нефт. хоз-во. — 1990. — № 4. — С. 42-44.
© Б.А.Багиров, Л.П.Салманов, М.К.Гасаналиев, 1998
It is known that production possibilities of oil fields are much dependent on reserves quality. Insufficiently reliable information about this index of objects at initial stages of their development led to errors when determining a recery factor. Actually, for a large number of long producing fields of former USSR there are significant discrepancies between proved volumes of oil recoverable reserves and actual state-of development. These discrepancies in time are ever increasing. Specialists explain it by the fact that reserves in such reservoirs were found to be passive (hardly recoverable). In this connection, for referring the reserves to these groups, a set of methods for obtaining and corresponding processing of various information was proposed. Data on 374 long producing fields of Azerbaidzhan show that at different parameter variants oil reserves passivity was being formed due to only two indices: rocks permeability (less than 0.1 mkm ) and oil viscosity (more than 10 mPa-s). Just at such parameters in reservoirs even after 50-year intensive development it was possible to realize reserves not more than 30 per cent. Therefore, to find even in first wells the above values of permeability and viscosity is a serious ground for referring an object's reserves to hardly recoverable.