К оглавлению

УДК 553.048

Методика определения кондиционных геолого-физических параметров по заданному начальному дебиту нефти на одну скважину

М.Н. КОЧЕТОВ (ВНИИ)

При выделении балансовых и забалансовых запасов нефти рассматривают либо залежь в целом, либо ее отдельные участки (блоки) с различной продуктивностью. Для оконтуривания залежи необходимо оценить геолого-физические показатели кондиций, которые можно назвать средними (или усредненными) кондиционными: значения эффективной нефтенасыщенной толщины, проницаемости по нефти, пористости, коэффициента нефтенасыщенности.

Эти кондиционные значения параметров залежи или участков (блоков), определяемые с учетом экономических данных (минимально рентабельный начальный дебит нефти), взаимосвязаны и взаимозависимы. Кроме того средние кондиционные значения проницаемости, пористости, эффективной нефтенасыщенной толщины пласта зависят от вязкости нефти в пластовых условиях, перепада давления между контуром дренирования и забоем скважины (депрессии на пласт). Глубина залежи и другие условия разработки в данном случае не отражаются на показателях, поскольку их влияние уже учтено в минимально рентабельном начальном дебите нефти. Минимально рентабельный начальный дебит нефти определяется по типовой методике (Временная типовая методика экономической оценки месторождений полезных ископаемых. М., Прейскурантиздат, 1980.) с учетом замыкающих затрат, утверждаемых в установленном порядке.

Взаимосвязь перечисленных показателей достаточно четко отражает формула Дюпюи дебита скважины (q) для радиального установившегося течения:

где q-дебит скважины, м3/сут; k - средняя проницаемость по нефти, мкм2; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; Dр - перепад давления между контуром дренирования и забоем скважины (депрессия на пласт), МПа; (mн - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с; RK - радиус контура дренирования, м; Rc - приведенный радиус скважины, м; 236 - постоянный коэффициент.

Влияние геолого-физических и промысловых показателей на средние кондиционные значения эффективной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и пористости приведено на рис. 1 и рис. 2 , из которых следует, что при заданном дебите они сильно зависят от вязкости пластовой нефти и депрессии на пласт.

Для сравнительно однородного, монолитного пласта (объекта разработки) средние кондиционные значения проницаемости по нефти при заданных величинах эффективной нефтенасыщенной толщины, вязкости пластовой нефти и минимально рентабельном начальном дебите могут быть определены по номограмме ( рис. 3 ). Ей можно пользоваться и при оценке нефтяных оторочек, для которых значения проницаемости и депрессии приведены в скобках. Номограмма составлена для пластов с вязкостью пластовой нефти 1 мПа-с, но по ней можно определять и кондиционные значения проницаемости нефтеносных пластов при любой вязкости пластовой нефти. Так, найденное по номограмме значение проницаемости пласта (по нефти) при вязкости пластовой нефти 1 мПа-с умножают на величину фактической вязкости и получают среднее кондиционное значение проницаемости при данной вязкости пластовой нефти и прочих равных условиях (см. рис. 3 ).

Среднее кондиционное значение проницаемости по нефти пересчитывается в значение проницаемости по воздуху с учетом нефтенасыщенности данного пласта с использованием кривых фазовой проницаемости, полученных для этого пласта или по обоснованной аналогии для других пластов. На рис. 4 приведена для примера усредненная по 15 образцам кривая относительной проницаемости по нефти. Поскольку номограмма рассчитана при плотности сетки скважин 25-104 м2/скв и менее, то для ее применения при большей плотности сетки необходимо заданный начальный дебит нефти разделить на коэффициент при данной плотности сетки, найденный по графику на рис. 5, и далее пользоваться полученным дебитом.

Приведем пример определения среднего кондиционного значения проницаемости пласта по номограмме (см. рис. 3 ). Исходные данные: залежь нефтяная, минимально рентабельный начальный дебит нефти в пластовых условиях 5 м3/сут, эффективная нефтенасыщенная толщина 9 м, нефтенасыщенность 70 %, вязкость пластовой нефти 4 мПа-с, депрессия 3 МПа, плотность сетки 30-104 м2/скв.

Для определения кондиционного значения проницаемости по номограмме приведем минимально рентабельный начальный дебит нефти к плотности сетки 30-104 м2/скв, разделив заданный дебит на коэффициент 0,97, соответствующий плотности сетки 30-104 м2/скв на графике (см. рис. 5 ). Дебит составит 5,15 м3/сут. При этом дебите находим, что для заданных условий кондиционное значение проницаемости по нефти 3-10-3 мкм2. Однако оно соответствует вязкости пластовой нефти 1 мПа-с и нефтенасыщенности 100 %. Фактически же в данном примере вязкость пластовой нефти 4 мПа-с, нефтенасыщенность 70%. Для приведения кондиционного значения проницаемости к этим условиям умножаем полученное значение на 4 (учет вязкости), делим на относительную проницаемость 0,73 (при нефтенасыщенности 70 % по графику - см. рис. 4 ) и получаем кондиционное значение проницаемости по воздуху 16,5-10-3 мкм2.

Аналогично по номограмме можно определить среднее кондиционное значение эффективной нефтенасыщенной толщины при заданных значениях проницаемости по нефти, вязкости пластовой нефти, депрессии на пласт, плотности сетки скважин и минимально рентабельном начальном дебите нефти в пластовых условиях. Поскольку номограмма составлена при вязкости пластовой нефти 1 мПа-с, то кондиционное значение толщины пласта, полученное по номограмме, умножают на фактическую вязкость пластовой нефти. Значения эффективной нефтенасыщенной толщины пласта могут быть отнесены к кондиционным и некондиционным по результатам испытания скважин на основе сопоставления фактически полученных дебитов нефти при заданной депрессии на пласт, при которой будет разрабатываться залежь или ее участок (блок) с минимально рентабельным начальным дебитом.

Если объект представлен несколькими пластами (прослоями), указанная номограмма для определения средних кондиционных параметров не применяется, поскольку каждый из пластов может оказаться “некондиционным” по дебиту, в то время как суммарный дебит объекта будет рентабельным.

Поступила 17/VII 1980 г.

Рис. 1. Зависимость кондиционных значений эффективной нефтенасыщенной толщины и проницаемости пласта от геолого-промысловых факторов (при начальном дебите нефти 6 м3/сут и плотности сетки скважин 25*104 м2/скв). При Dp, МПа: I-10, II-5, III-1

Рис. 2. Графики зависимости кондиционных значений открытой пористости от mн и Dр.

Dр, МПа: I-10, II -5, III - 1; Месторождение, пласт: 1 - Леонидовское, ДIV, 2 - Туймазинское, Д1, 3-Константиновское, Д1, 4 - Серафимовское, Д1 5-Карлово-Сытовское, Б2, 6 - Мухановское, Б2, 7 - Озек-Суат, IX, в - Величаевское, IX, 9 - Величаевское, VIII, 10 - Зимняя Ставка, VIII

Рис. 3. Номограмма для определения средних кондиционных значений h и к по заданному начальному дебиту нефти (шифр кривых h, м)

Рис. 4. Кривая средней относительной проницаемости по нефти (по 15 образцам)

Рис. 5. Поправочные коэффициенты для дебитов нефти при плотности сетки скважин более 25x104 м2/скв