К оглавлению

УДК 553.982:553.048

Об оценке извлекаемых запасов нефти по падению пластового давления в условиях упругого режима

А.Н. РЕЗНИКОВ (РГУ), А.А. ЯРОШЕНКО (ГНИ)

Достоверная оценка извлекаемых запасов нефти сопряжена с большими трудностями, особенно в процессе разведки и первых лет разработки залежи. При использовании объемного метода требуется детальное обоснование коэффициента нефтеизвлечения, точность определения которого недостаточно высока. Поэтому необходимо совершенствовать динамические методы подсчета запасов, могущие в определенных условиях давать более достоверные результаты [1, 2, 6, 7].

Нами рассматриваются возможности метода оценки этих запасов по падению давления (в дальнейшем - метод по падению давления) на примере нефтяных залежей верхнемелового горизонта Грозненского района. Исходные данные представлены в табл. 1.

Известно, что, обладая свойствами однородной системы при давлениях выше давления насыщения, пластовая нефть при повышении давления сжимается, а при его снижении расширяется. При этом степень сжимаемости (расширения) нефти определяется ее составом, количеством растворенного газа, температурой и давлением. Ранее считалось [2, 7, 8], что при разработке нефтяных залежей в условиях упругого режима коэффициент сжимаемости (объемной упругости) нефти (Сн) изменяется несущественно. Однако в залежах мезозойских отложений Грозненского района, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями и температурами, пластовые нефти имеют низкую плотность и содержат весьма значительное количество растворенного газа (до 1000 м3/т). Исследования физических свойств пластовых нефтей показали [3-5], что значения коэффициента Сн нередко возрастают в 1,5-2 раза при падении давления. Эти данные необходимо учитывать при использовании метода материального баланса и метода по падению давления.

При проявлении замкнуто-упругого режима начальные балансовые запасы нефти (Qo) могут быть определены по формуле материального баланса [7]:

где Qs - накопленная добыча нефти на дату подсчета, об. усл. ед.; р0 и р - начальное и текущее пластовые давления, МПа; U0, Ue - начальный и текущий объемные коэффициенты нефти; Сп - коэффициент объемного сжатия пористой среды коллектора, величина которого уменьшается при падении давления, 1/МПа.

Обозначим знаменатель формулы (1) величиной DU, представляющей собой приращение объемного коэффициента нефти в процессе разработки горизонта.

Логично предположить существование функциональной зависимости Qs = f(p/DU) в условиях упругого режима нефтяных залежей по аналогии с газовым режимом чисто газовых скоплений, когда при изотермическом процессе и постоянстве состава газа и объема залежи количество газа, добываемого из пласта на единицу снижения пластового давления, остается величиной постоянной.

Для аналитической обработки более удобна полулогарифмическая зависимость Qs = f (lg(P/DU)), которая и была изучена по девяти нефтяным залежам верхнемелового горизонта Грозненского района (см. рисунок). На приведенном графике четко выделяются два участка. Начальный участок (I) - область проявления замкнуто-упругого режима - характеризуется резким падением величины lg(P/DU) и прямолинейной зависимостью ее от Qs. Это свидетельствует о главенствующей роли как вытесняющего агента упругого расширения пластовой нефти и упругого сжатия трещин и каверн верхнемеловых известняков и обусловлено тем, что в первые годы разработки объекта воронка депрессии пластового давления еще не достигает границ залежи, вторжения краевых вод в ее пределы не происходит и законтурная зона в разработке не участвует. В этот промежуток времени падение пластового давления в зависимости от пьезопроводности коллектора может варьировать от 3,9 МПа (Малгобек-Вознесенское) до 30,7 МПа (Минеральное), достигая конечного значения параметра (рк), знаменующего завершение замкнуто-упругой фазы режима (см. табл. 1). Обводнение продукция в большинстве случаев не превышает 1 % (Ахлово, Эльдарово, Ястребиное, Октябрьское, Старогрозненское, Брагунское, Минеральное).

В дальнейшем вода начинает вторгаться в пределы залежи и зона влияния эксплуатационных скважин распространяется на водоносную часть горизонта. В результате на графике появляется II участок, описывающий фазу упруго-водонапорного режима: величина изменяется плавно, асимптотически приближаясь к горизонтальной оси. Активное участие законтурной воды (или закачиваемой в пласт при разработке) отражается в прогрессирующем росте обводненности жидкости (до 23 % и более).

Наши исследования показали, что длина I участка зависит от запаса упругой энергии горизонта, а угол наклона - от величины извлекаемых запасов нефти. Однако следует подчеркнуть, что прямолинейный характер рассматриваемой зависимости устанавливается не в первые месяцы разработки, а при отборе от 1,1 % (Ахлово) до 13,2 % (Минеральное) начальных извлекаемых запасов (табл. 2). Это может объясняться в первую очередь погрешностями определения среднего пластового давления в пределах зоны отбора залежи. Эффективность замкнуто-упругой фазы режима (в процентах от начальных извлекаемых запасов) варьирует от 11,4-11,9% (Малгобек-Вознесенское, Ахлово) до 32,2-32,8 % (Старогрозненское, Эльдарово, Октябрьское).

Экстраполяция I участка кривой до пересечения с осью абсцисс позволяет определить конечную накопленную добычу нефти, т. е. как бы абсолютные извлекаемые запасы, представляющие собой предельную величину, на достижение которой и следует ориентировать применяемую систему разработки залежи.

Аналитически эта величина может быть найдена по уравнению прямой:

параметры которого (а и b) рассчитываются по способу наименьших квадратов.

При условии = 0 находятся извлекаемые запасы нефти: QP из=а.

В табл. 2 приведены результаты подсчета запасов нефти по падению давления, которые вполне сопоставимы с цифрами объемного метода Qv. из (по данным СевКавНИПИнефти). Так, относительное отклонение величин запасов колеблется в шести случаях из девяти от 0,4 % (Эльдарово) до 12 % (Октябрьское), т. е. можно предполагать точность оценки Qpиз в среднем ±7,5 %. Последнее свидетельствует о том, что извлекаемые запасы нефти, подсчитанные объемным методом по месторождениям Ахлово, Ястребиное, Минеральное, занижены. Более вероятны следующие значения: Ахлово - 3,95+0,206*5,46=5,07 усл. ед.; Ястребиное - 13,54+0,191*18,44 =17,06 усл. ед.; Минеральное - 2,01 + 0,424*4,01=3,71 усл. Ед

Погрешности при оценке запасов объемным методом объясняются трудностями при определении полезной емкости карбонатного коллектора грозненского типа и невозможностью достоверно установить первоначальное положение ВНК ввиду ограниченного числа глубоких разведочных скважин.

В этой связи очевидно преимущество динамических методов подсчета запасов нефти в коллекторах сложного строения, не требующих знания геометрических параметров залежи и емкостных свойств нефтесодержащих пород.

Значения начального объемного коэффициента пластовой нефти (Uo) могут быть определены на основе анализов глубинных проб нефти, отобранных в первых скважинах.

Текущий объемный коэффициент находится следующим образом. В соответствии с работой [71 выразим коэффициенты Uo и Ue через объемный коэффициент пластовой нефти при давлении насыщения (U“):

где рн- давление насыщения нефти газом, МПа; Сн.о и Сн - коэффициенты сжимаемости пластовой нефти соответственно в интервалах давлений р0-ран и р-Рн, МПа.

Из уравнения (3) определим Uн значение которого для конкретной залежи остается величиной постоянной:

Сн.о и Сн находим с помощью эмпирической формулы, полученной нами в результате статистической обработки результатов анализов глубинных проб нефтей мезозойских отложений Грозненского района [3, 4, 5]:

Уравнение (6) показывает, что для данных нефтей характерен гиперболический закон изменения сжимаемости в зависимости от (р + рн)/2. Параметры уравнения (6) для различных значений давления насыщения указаны в табл. 3. Если проведено дифференциальное дегазирование глубинных проб нефти в конкретном случае, то значения Сн для различных давлений следует определять по соответствующей кривой.

Сложную задачу представляет оценка коэффициента сжимаемости карбонатного коллектора (Сп), На основе многолетних исследовании В.М. Добрыниным разработана специальная методика [2, 6]. Мы считаем возможным использовать упрощенную формулу для трещинно-кавернозного коллектора грозненского типа:

где s - гидростатическое давление, МПа. По данным В.Н. Майдебора (1967), значение градиента давления перекрывающих пород в Грозненском районе близко к 0,025 МПа/м. Следовательно,

s=0,025H, (8)

где H - глубина залегания верхнемелового горизонта, м. В качестве примера в табл. 4 приведен расчет значений lg(P/DU) для залежи Октябрьского месторождения

(остальные исходные данные см. в табл. 1). Как видно из табл. 4, для оценки запасов нефти по падению давления необходимы ежеквартальные замеры пластовых давлений во всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Немаловажным фактором повышения точности этого метода явится также тщательный контроль за состоянием пластового флюида путем ежеквартального отбора и анализа глубинных проб.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Гришин Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа. М., Недра, 1969.
  2. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
  3. Камкина Л.С., Кондратьев В.Ф., Сухоярский В.Н. О некоторых термодинамических характеристиках пластовых нефтей глубокозалегающих залежей ЧИАССР. - Труды СевКавНИПИнефть. Грозный 1979, вып. 30, с. 72-74.
  4. Кондратьев В.Ф., Сухоярский В.Н. Зависимости сжимаемости пластовых нефтей от газонасыщенности и давления. СевКавНИПИнефть. Депонирована во ВНИИОНГе 25/IX 1978 г., № 550.
  5. Кондратьев В.Ф., Сухоярский В.Н. Физические свойства нижнемеловой пластовой нефти Старогрозненского месторождения. Грозный, СевКавНИПИнефть,1978. Рукопись депонирована во ВНИИОЭНГ 25 сентября 1978 г., № 551.
  6. Нефть в трещинных коллекторах/Б.А. Тхостов, А.Д. Везирова, Б.Ю. Вендельштейн, В.М. Добрынин. Л., Недра,1970.
  7. Резников А.Н. О применении метода материального баланса для подсчета запасов нефти при упругом режиме. - Геология нефти и газа, 1970, № 7, с. 52-54.
  8. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.

Поступила 26/VI 1981 г.

Таблица 1

Исходные данные по нефтяным залежам верхнемелового горизонта Грозненского района

Месторождение

Давление, МПа

Коэффициент сжимаемости (10-4 1/МПа)

Объемный коэффициент пластовой нефти

Накопленная добыча нефти, об. усл. ед., от/до

Обводнение продукции, %, от/до

Падение пластового давления (Р0-Рк), МПа

начальное пластовое

конечное пластовое

петростатическое

насыщения нефти газом

пластовой нефти, нач./конеч.

карбонатного коллектора, нач./конеч.

начальный

при давлении насыщения

текущий, от/до

Ахлово

47,0

39,5

73,5

11,5

14,0

15,3

1,270

1,336

1,272

0,06

0,00

7,5

15,5

11,9

1,279

0,65

0,23

Малгобек-Вознесенское

47,5

43,6

73,6

20,3

24,0

15,6

1,596

1,710

1,600

2,63

0,20

3,9

27,0

13,5

1,605

7,46

2,90

Хаян-Корт (восточное поле)

55,0

43,0

90,0

33,4

50,0

11,6

2,540

2,850

2,610

0,38

0,70

12,0

58,0

8,6

2,710

1,71

9,80

Эльдарово

60,0

37,4

100,0

25,2

25,5

10,1

1,838

2,017

1,848

2,00

0,80

22,6

39,0

6,5

1,921

13,60

0,40

Ястребиное

66,2

49,0

105,0

29,2

29,0

10,4

1,960

2,196

2,007

1,11

0,09

17,2

39,0

7,2

2,074

3,57

0,00

Октябрьское

66,8

43,2

116,0

32,8

37,0

8,2

2,230

2,549

2,252

0,93

0,00

23,6

56,8

5,6

2,398

6,65

0,15

Старогрозненское

68,5

49,4

105,0

34,5

35,0

11,1

2,350

2,667

2,360

1,79

0,00

19,1

48,0

7,3

2,477

13,96

0,00

Брагунское

74,8

52,9

115,0

30,0

26,0

10,1

2,050

2,320

2,066

1,99

0,00

21,9

37,5

6,5

2,121

11:20

Сл.

Минеральное

80,0

49,3

135,0

31,0

25,0

7,4

2,030

2,313

2,067

0,53

0,00

30,7

42,0

4,7

2,136

1,13

1,00

Таблица 2

Результаты оценки извлекаемых запасов нефти по падению пластового давления

Месторождение

Параметры уравнения (2)

Коэффициент корреляции

Извлекаемые запасы, определенные по падению давления, уcл. ед.

Извлекаемые запасы, определенные объемным методом*. усл. ед.

Относительное отклонение величин запасов(Qp из-Qv из)/Qp из *100%

Начальный коэффициент использования извлекаемых запасов при замкнуто-упругом режиме(Q0. S/Qp из) * 100%

Конечный коэффициент использования извлекаемых запасов при эамкнуто-упругом режиме(Qк. S/Qp из) * 100%

а

b

Ахлово

5,46

-1,532

-0,986

5,46

3,95

+27,6

1,1

11,9

Малгобек-Вознесенское

62,00

-15,800

-0,970

62,00

65,40

-5,5

4,0

11,4

Хаян-Корт (восточное поле)

6,57

-2,250

-0,981

6,57

6,07

+7,6

5,8

26,0

Эльдарово

42.13

-11,854

-0,957

42,13

41,95

+0,4

4,7

32,3

Ястребиное

18,44

-5,860

-0,999

18,44

13,54

+26,6

6,0

19,4

Октябрьское

20,28

-5,926

-0,990

20,28

22,72

-12,0

4,6

32,8

Старогрозненское

43,29

-12,222

-0,973

43,29

39,22

+9,4

4,1

32,2

Брагунское

44,51

-12,563

-0,967

44,51

49,03

-10,2

4,5

25,2

Минеральное

4,01

-1,132

-0,988

4,01

2,01

+49,9

13,2

28,2

• По данным СевКавНИПИнефти.

Таблица 3

Значения параметров уравнения (6)

Давление насыщения, МПа

Параметры

a

b

35

-0,014

0,00076

30

-0,011

0,00091

25

-0,0075

0,00107

20

-0,0035

0,00125

15

+0,0033

0,00153

10

+0,0180

0,00165

5

+0,0367

0,00179

Таблица 4

Данные для построения зависимости Qs = 20,28 - 5,926 lg(p/DU) (Октябрьское месторождение)

Год разработки, квартал

QS, усл. ед

Обводнение продукции.

P. МПа

Cн, 10-4 1 /МПа

Cп, 10-4

1 /МПа

U0

DU

P/DU

lg(P/DU)

1

 

0,05

0,002

65,6

37,51

8,0

2,236

0,00814

8059

3,906

2

 

0,13

0,008

65,2

37,74

8,0

2,237

0,00985

6619

3,821

3

 

0,23

0 013

64,8

37,97

7,9

2,239

0,0125

5178

3,714

4

 

0,47

0,028

63,9

38,44

7,8

2,244

0,0189

3386

3,530

5

 

0,93

0,056

62,4

39,42

7,6

2,252

0,0295

2118

3,326

6

 

1,75

0,105

60,6

40,59

7,3

2,261

0,0411

1475

3,169

7

I

2,08

 

58,9

41,83

7,1

2,271

0,0535

1101

3,042

II

2,53

 

57,3

42,99

6,9

2,280

0,0646

886,7

2,948

III

3,04

 

55,7

44,22

6,7

2,291

0,0776

718,0

2,856

IV

3,62

0,216

54,0

45,53

6,5

2,303

0,0916

589,8

2,771

8

I

4,22

 

52,3

46,91

6,4

2,316

0,1067

490,2

2,690

II

4,89

 

50,0

49,15

6,1

2,334

0,1268

394,2

2,596

III

5,53

 

47,7

51,62

5,9

2,353

0,1481

322,0

2,508

IV

6,12

0,146

45,5

53,87

5,7

2,375

0,1721

264,4

2,422

9

I

6,65

 

43,2

56,85

5,6

2,398

0,1975

218,8

2,340

II

7,15

 

42,7

57,38

5,5

2,404

0,2036

209,8

2,322

III

7,61

 

41,7

59,02

5,4

2,415

0,2152

193,7

2,287

IV

8,03

0,406

40,7

60,18

5,4

2,428

0,2294

177,4

2,249

10

I

8,37

 

40,0

61,37

5,3

2,436

0,2377

168,3

2,226

II

8,52

 

40,0

61,37

5,3

2,436

0,2377

168,3

2,226

III

8,65

 

40,5

60,77

5,3

2,430

0,2311

175,2

2, 244

IV

8,78

7,20

40,0

61,37

5,3

2,436

0,2377

168,3

2,226

Рисунок

График определения абсолютных извлекаемых запасов по падению пластового давления.

Месторождения: 1 - Малгобек-Вознесенское, 2 - Старогрозненское, 3 - Брагунское, 4 - Эльдарово, 5 -Октябрьское, 6 - Ястребиное. 7 -Хаян-Корт, 8 - Минеральное, 9 - Ахлово. Области проявления режимов: I - замкнуто-упругого, II - упруго-водонапорного