К оглавлению

УДК 553.982:553.048

Объемный метод определения извлекаемых запасов нефти в замкнутых залежах, разрабатываемых на режиме истощения

В. М. ДОБРЫНИН (МИНХиГП)

Возможный прирост запасов нефти на больших глубинах в последние годы все чаще связывают с гидродинамически изолированными (литологическими) залежами нефти, разрабатываемыми на режиме истощения. Такие залежи часто характеризуются сложным составом и строением коллектора, АВПД, безводной добычей нефти. Глинистый коллектор баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения является хорошим примером для иллюстрации предлагаемого метода.

Известно, что плотности извлекаемых и балансовыхзапасов нефти в залежи связаны между собой уравнением

где- коэффициент нефтеотдачи (извлечения нефти);- коэффициент охвата залежи, который при заданной сетке скважин зависит от горизонтальной и вертикальной неоднородностей продуктивного пласта;- коэффициент уменьшения массы нефти в разрабатываемом пласте (аналог общепринятого коэффициента вытеснения при активном водонапорном режиме).

По крайней мере две особенности необходимо учитывать при подсчете запасов нефти в сложных коллекторах, разрабатываемых на режиме истощения.

Во-первых, это необходимость статистического подхода при определении подсчетных параметров (пористости, нефтенасыщенности и эффективной толщины пласта) при оценке балансовых запасов нефти по залежи в целом. Это требование связано с недостаточной точностью индивидуальных определений подсчетных параметров сложных коллекторов по геофизическим данным, керну или другим методам. С этой целью находят наиболее вероятные по площади залежи значения параметров по кривым распределения или (когда этого сделать нельзя) принимают средние арифметические значения [1, 2]. Такой подход позволяет избавиться от влияния случайных ошибок в единичных определениях и сводит задачу к рассмотрению как бы однородного коллектора, имеющего наиболее вероятные подсчетные параметры.

Во-вторых, это необходимость отказаться от привычного определения коэффициента вытеснения и ввести в рассмотрение более общее понятие - коэффициент уменьшения массы нефти в залежи.

Коэффициент вытеснения, введенный при рассмотрении механизма вытеснения нефти законтурной водой при активном водонапорном режиме, характеризует уменьшение объемов вытесняемой из пласта нефти и пор коллектора. При этом не учитывается количество добытой из пласта жидкости за счет уменьшения плотностей нефти и связанной воды. Более того, очень часто при практических расчетах объем пор пласта также предполагается постоянным.

В деформируемых замкнутых залежах, разрабатываемых на режиме истощения, происходит не вытеснение нефти из пласта водой, а ее выжимание за счет уплотнения коллектора при значительном падении пластового давления. В результате уменьшается объем пор коллектора, расширяются, меняя свою плотность, нефть и вода. Другими словами, происходит уменьшение массы нефти в залежи, которое может быть оценено с помощью коэффициента уменьшения массы нефти hм в объеме дренируемого участка пласта:

 

где Мизв - масса извлеченной нефти при пластовых условиях; Мбал - начальная масса нефти в пласте (балансовые запасы) при пластовых условиях.

Масса нефти в залежи М равна произведению ее объема Vн на плотностьв пластовых условиях ().

При отборе из пласта нефти изменяется как ее объем, так и плотность:

В замкнутых залежах продвижение контурных вод отсутствует. Поэтому уменьшение объема нефти в пласте компенсируется уменьшением объема порза счет сжимаемости коллектора и увеличением объема связанной водыпри снижениипластового давления(), что позволяет получить:

где kH - коэффициент нефтенасыщения.

Подставив (4) в (3), будем иметь:

Уравнение (5) можно представить в более удобной форме, введя обозначения:

где- коэффициенты сжимаемости соответственно пор пласта, воды и нефти; р - пластовое давление.

Или, введя для сокращения записи обозначение

будем иметь:

Интегрируя левую часть уравнения (8) в пределах от Мбал до МбалИЗВ, а правую часть - в пределах от р1 до р2 и выполняя несложные преобразования, получим выражение для коэффициента уменьшения массы нефти в пласте:

где- среднее в интервале давлений 1 и р2) значение коэффициента упругости.

Предыдущее уравнение можем выразить также через коэффициент упругоемкости пласта

где Кп - коэффициент пористости коллектора.

Коэффициент охватаопределим как отношение объема нефтеотдающей части пласта Vпрод к объему всего нефтенасыщенного пласта в залежи Vнас:

Коэффициент охвата определяется на основании детального изучения строения пласта-коллектора по данным бурения и геофизическим. Это очень трудоемкая задача. Для пластовой залежи можно записать:

где Snpoд и SHac - площади соответственно продуктивной и всей изучаемой нефтяной залежи; Нэф и Ннас - соответственно нефтеотдающая (эффективная) и нефтенасыщенная толщины пласта-коллектора.

В том случае, когда отсутствуют надежные данные о площади продуктивной части пласта в пределах изучаемой залежи, задачу можно упростить. Для этого необходимо, чтобы опытный участок залежи был разбурен примерно равномерной сеткой скважин с расстоянием между скважинами меньше, чем средний размер однородного участка (линзы) коллектора. Тогда произведение плотности сетки скважин на число продуктивных скважин nпрод дает представление о продуктивной площади залежи, а произведение плотности сетки скважин на их общее число N - об общей площади изучаемой бурением залежи. Откуда

С учетом сказанного можно получить приближенное представление о величине:

Это общие положения предлагаемого метода подсчета извлекаемых запасов. Для каждого конкретного случая условия могут меняться.

Анализ материалов, полученных по ряду скважин Салымского месторождения, находящихся длительное время (около 9 лет) в опытно-промышленной эксплуатации, позволяет выделить три этапа (фазы) в поведении залежи в процессе разработки (рис. 1).

I этап()характеризуется тем, что при значительном (на 15 МПа) падении пластового давления от аномально высокогодо гидростатическогодобывается относительно небольшая (около 23 %) часть извлекаемых запасов. Удельная добыча нефти составляет всего 420-4200 т/МПа.

В гидродинамически замкнутом нефтенасыщенном коллекторе с АВПД значительная часть нагрузки вышележащих отложений воспринимается пластовыми флюидами: нефтью и связанной водой. Поэтому в самом начале снижения пластового давления относительные деформации пор коллектора должны примерно определяться количеством отобранной нефти. Это означает, что сжимаемость пор замкнутого коллектора прибудет стремиться к средней сжимаемости пластовых флюидов [4]:

Если принять=2*10-3 МПа-1,= 0,5*10-3 МПа-1 и Кн=0,87, то1,8*10-3 МПа-1.

В конце I этапа разработки при сжимаемость пор коллектора увеличивается до=30*10-3 МПа-1 (таблица). При последующих расчетах примем для первогоэтапа разработки среднее значение16*10-3МПа-1.

II этап характеризуется замедлением темпов падения давления. При падении давления также на 15,5 МПа (от гидростатического до 0,75 величины давления насыщения) добывается уже 67 % извлекаемых запасов нефти. Удельная добыча нефти возрастает в 5 раз и изменяется от 9300 до 14 600 т/МПа. Сжимаемость пор пласта мало изменяется с падением давления и составляет в среднем 30*10-3 МПа-1 (см. таблицу).

Добыча нефти на I и II этапах происходит за счет упруго-пластических деформаций в пласте под действием гравитационных сил.

III этап- это режим растворенного газа, в котором нижний предел пластового давления определяется техническими возможностями погружных насосов. Результаты опытной эксплуатации скважин позволяют считать, что на III этапе может быть добыто всего около 10 % извлекаемых запасов нефти (см. рис. 1).

Изложенное свидетельствует о том, что изменения упругих свойств пласта на разных этапах разработки влияют на текущие и конечное значения коэффициентов уменьшения массы нефти в пласте. Это необходимо учитывать при определении извлекаемых запасов нефти.

В конце I этапа коэффициент уменьшения массы нефти в пласте

На II и III этапах

Последнее равенство определяет долю извлекаемой нефти в режиме растворенного газа от нефти, оставшейся в пласте после двух первых этапов разработки. Накопленный в промышленности опыт показывает, что для широкого класса коллекторов эта доля составляет 20-30 %. Другими словами, можно принять, что

Текущее значение коэффициента изменения массы нефти в конце II этапа отражает добычу после двух первых этапов:

А на конец III этапа

где- накопление добычи нефти в конце соответственно I, II и III этапов разработки; коэффициенты уменьшения массы нефти в пласте соответственно за I, II и III этапы разработки залежи.

Подставим значениезаданное уравнением (9), в уравнение (18). После преобразования получим общее выражение для определения коэффициента уменьшения массы нефти в коллекторе в замкнутой залежи, разрабатываемой на режиме истощения:

где- средние в интервалах изначения коэффициента упругости

Подставив уравнение (19) в формулу (1), получим общее выражение для определения плотности извлекаемых запасов нефти:

Большое значение для оценки запасов имеет достоверное определение коэффициента сжимаемости пор пласта . Его рекомендуется определять по данным изменения продуктивности скважин.

В работе [4] получены формулы, показывающие, что изменение проницаемости Кпр пластов-коллекторов в процессе разработки при падении пластового давления наконтролируется снижаемостью трещинили межзерновых пор для трещинного коллектора

для гранулярного коллектора

- это разность двух пластовых давлений на контуре питания, измеренных после длительного простаивания скважины

Структурный показатель породы m в уравнении (22) устанавливает связь между длиной i-го капилляра и его диаметром в коллекторе. Его величина изменяется от m>= -1,8 для крепко сцементированных пород, до m<=-1 для рыхлых и хорошо сжимаемых (рис. 2).

Поскольку коэффициент продуктивности скважины К пропорционален knp, уравнения (21) и (22) позволяют получить уравнение для определения и

для трещинного коллектора

  

для гранулярного коллектора

Коэффициент 2(3+m)/(2+m) характеризует структуру порового пространства коллектора. Для крепко сцементированных коллекторов при m= -1,8 его значение достигает 12 ,а для хорошо сжимаемых коллекторов с АВПД (при m-> -1) 2(3+m)/(2+m)->4. Тогда уравнение (24) для хорошо сжимаемых коллекторов с гранулярной пористостью примет вид:

В качестве примера на рис. 3 приведены результаты испытания скв. 28 Салымского месторождения. Анализ материалов по многим скважинам Салымского месторождения свидетельствует о том, что при аномальных пластовых давленияхне удается получить надежных данных по определению продуктивности скважин. Форма индикаторных кривых в этом диапазоне давлений от испытания к испытанию не выдерживается, наблюдаемые точки часто располагаются хаотически. И лишь когда пластовое давление достигает гидростатического, результаты испытаний стабилизируются. Бытует мнение, что это связано с плохим качеством измерений пластовых давлений. На наш взгляд, это объясняется нестационарностью условий измерений давлений. В линзовидном коллекторе баженовской свиты аномальные давления между линзами различаются. При вскрытии такой системы возникают межпластовые и даже межскважинные перетоки нефти, создающие нестационарные условия измерений [5].

При обработке этих кривых могут возникать большие погрешности, и мы не рекомендуем их обрабатывать.

В таблице приведены результаты обработки по формуле (25) индикаторных кривых по двум скважинам Салымского месторождения. Учитывая криволинейный характер индикаторных кривых, для определения коэффициента продуктивности скважины использовалась касательная прямая в начале координат. Как видно из таблицы, значение мало изменяется с падением пластового давления и составляет в среднем 30*10-3 МПа-1.

По мере отбора нефти уменьшается объем пор и снижается коэффициент нефтенасыщения пласта. Используя уравнение (4), нетрудно показать, что при уменьшении пластового давления от р1 до р2 изменение коэффициента нефтенасыщения отможно определить по формуле

где- среднее в интервале (p1-p2) значение коэффициента сжимаемости пор.

Если принять начальное значение коэффициента насыщения Кн.нач=0,87, то согласно уравнению (26) его среднее значение на I этапе разработки составит 0,85, а на II этапе 0,8. Эти значения коэффициентов нефтенасыщения, а также приведенные выше средние значения на I и II этапах разработки были приняты для определения коэффициентов уменьшения массы нефти по формулам (9), (17) и(18).

На конец I этапа=0,26, на конец II этапа=0,59 и на конец III этапа(На III этапе в режиме растворенного газа принять= 0,25.) =0,69. Полученные данные хорошо подтверждаются результатами пробной эксплуатации скважин и определением запасов нефти в зоне дренирования скважин, описанным в работе [3].

Нет пока надежных данных для определения коэффициента охвата разработкой баженовской залежи Салымского месторождения. Приближенно о нем можно судить по статистическим данным, накопленным в период разведки месторождения.

Средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов Салымского месторождения определяется по геофизическим данным. Критерием их выделения служит повышенное значение коэффициента общей пористости. В центральной части месторождения средняя толщина нефтенасыщенного коллектора равна Ннас=10 м. Однако хорошо коррелируемые по геофизическим данным пропластки, обладающие повышенной пористостью, наблюдаются как в продуктивных, так и в сухих скважинах. Связь между пористостью и проницаемостью коллекторов, вероятно, отсутствует. Поэтому, учитывая прерывистый (линзовидный) характер коллектора, нельзя быть уверенным в том, что все нефтенасыщенные пропластки, обладающие повышенной пористостью, будут нефтеотдающими. Для выяснения этого обстоятельства в 19 нефтеотдающих скважинах, расположенных в центральной части Салымского месторождения, по специальной методике в процессе работы скважин были зарегистрированы термограммы. По ним определена суммарная работающая (эффективная) толщина нефтенасыщенных пропластков. Она изменяется от 2,4 до 9 м (включая горизонт КС, залегающий в верхах абалакской свиты). Средняя эффективная (работающая) толщина составляет всего 5,8 м.

Эти исследования показали, что обычно в продуктивных скважинах имеется 2-4 нефтеотдающих интервала, которые приурочены к различным породам (листоватым глинам, кремнистым глинам, глинистым известнякам) с разным типом пористости. В этих условиях трудно предположить, что все нефтенасыщенные пропластки, обладающие повышенной пористостью и выделенные по геофизическим данным как коллекторы, будут выработаны. Это подтверждается и повторными измерениями методом термометрии в работающих скважинах: по мере снижения пластового давления увеличение работающей мощности пласта, как правило, не происходит. Поэтому в качестве коэффициента, приближенно характеризующего вертикальную неоднородность нефтеносного пласта, в данном случае можно взять отношение средней суммарной эффективной (работающей) мощности пластов, определенной в действующих скважинах методом термометрии, к средней суммарной мощности всех нефтенасыщенных пропластков коллектора, выделенных по геофизическим данным ().

К сожалению, несмотря на большое число скважин, площадь нефтеносных земель уверенно определить не удалось. Весьма приближенное представление о ней может быть получено на основании статистических данных.

В работе [6] показано, что из 141 испытанной на Салымском месторождении разведочной скважины лишь 94 (или 2/3) имеют дебит более 1 м3/сут и только 45 скважин - более 10 м3/сут. Одна треть скважин сухие.

Если условно считать, что все эти скважины равномерно распределены по залежи (Использование современных данных детальной сейсморазведки для определения площади продуктивных земель позволит уточнить неоднородность пласта по площади (Sпрод / SHac).), то согласно формуле (13) коэффициент охвата составит:

а) при использовании всего парка продуктивных скважин с дебитами нефти 1 м3/сут и более (предположительно категории С12)

б) при использовании лишь высокодебитных (рентабельных) скважин с дебитом нефти свыше 10 м3/сут (предположительно категория C1)

Соответствующие коэффициенты извлечения нефти будут равны:

Приведенные выше весьма приближенные вычисления коэффициентов извлечения нефти позволяют сделать важные выводы.

При разработке месторождения равномерной сеткой скважин без знания положения сложного контура продуктивных земель коэффициент извлечения нефти при использовании всего фонда эксплуатационных скважин (включая малодебитные) может достичь 27 %. При этом около 1/3 скважин окажутся сухими. При избирательной разработке наиболее продуктивных земель, определенных по данным совместной интерпретации детальной сейсморазведки, геофизических и промысловых исследований скважин, количество сухих и низкодебитных скважин резко сократится и уменьшится стоимость нефти. Однако останется невыработанной нефть на малодебитных участках и коэффициент извлечения снизится до 13 %.

Коэффициент уменьшения массы нефти в пласте, приведенный в числовом примере, определен для наиболее продуктивной части залежи, по скважинам, характеризующимся высоким коэффициентом сжимаемости пор пласта.

График на рис. 4, построенный для условий Салымского месторождения, показывает, что с уменьшением сжимаемости пласта значениеможет существенно снизиться. К этой же наиболее продуктивной части тяготеет подавляющее большинство разведочных скважин, использованных для статистического определения коэффициента охвата.

Для определения коэффициента нефтеотдачи на периферийных частях месторождения необходимо располагать дополнительными данными.

Выводы

1.         Предложен вариант объемного метода для определения извлекаемых запасов нефти в замкнутых залежах, разрабатываемых на режиме истощения.

2.         Показано, что упругие свойства замкнутых залежей с АВПД существенно зависят от этапа их разработки, что необходимо учитывать при определении извлекаемых запасов нефти.

3.         Введено понятие коэффициента уменьшения массы нефти в пласте, который более полно, чем коэффициент вытеснения, учитывает баланс нефти на дренируемых участках продуктивного пласта.

4.         На примере баженовской свиты показано, что залежь нефти, представленная недоуплотненным и пластичными коллекторами, в режиме истощения может иметь высокое значение коэффициента уменьшения массы нефти за счет гравитационного уплотнения коллектора.

5.         Сложное строение, литологическая неоднородность залежи нефти значительно уменьшают коэффициент охвата пласта разработкой и, как следствие этого, значительно снижают конечный коэффициент нефтеотдачи.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.         Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Коллекторы нефти в нефтематеринских глинистых толщах.- Геология нефти и газа, 1979, № 7, с. 36-43.

2.       Добрынин В.М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты.- Изв. АН СССР. Сер. геол., 1982, № 3, с. 120-127.

3.       Добрынин В.М. Метод определения запасов нефти в порово-трещинных коллекторах с АВПД.- Геология нефти и газа, 1983, № 12, с. 1-6.

4. Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

5.       Добрынин В.М. Определение сжимаемости пор сложных коллекторов, по изменению продуктивности скважин.- Геология нефти и газа, 1985, № 7, с. 41-45.

6.       Московцев О.А., Погонищев В.И. Результаты опытно-промышленной эксплуатации скважин баженовской свиты Салымского месторождения.- Нефтяное хозяйство, 1984, № 6, с. 23-26.

 

Таблица Определение коэффициента сжимаемости пор пласта по изменению продуктивности скважин

Продолжительность остановки скважины, ч

Измеренное пластовое давление, МПа

Период исследования скважины

Коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа

 МПа

Коэффициент сжимаемости пор, 10-3 МПа-1

Скв. 28

432

23,2

16/VIII-26/IX1976

140

1,2

32

144

22,0

5/XI1-7/X1I 1976

120

1,9

31

240

20,1

5/1-31/1 1978

95

3,5

24

96

16,6

6/VII - 7/V1I 1980

68

 

 

 

 

Среднее по скв. 28

29

Скв. 27

336

29,6

2/IX-15/IX 1977

80

1,6

25

292

28,0

22/V- 12/VI 1978

68

1,5

35

240

26,5

5/IX - 12/IX 1979

55

 

 

 

 

Среднее по скв. 27

30

 

 

 

 

Среднее по скв. 28 и 27

30

 

Рис. 1. Схематическая кривая изменения накопленной добычи нефти в зависимости от величины пластового давления (Салымское месторождение нефти)

 

Рис. 2. Зависимость структурного показателя от коэффициента максимальной сжимаемости пор песчаников

 

Рис. 3. Характер индикаторных кривых, полученных при испытании скв. 28 Салымского месторождения.

а - Рпл =23,2 МПа (август 1976), б - Рпл = 22 МПа (декабрь 1976); в - Рпл=20,1 МПа (декабрь 1977); г - Рпл = 16,6 МПа (июль 1980); д - Рпл=16,2 МПа (февраль 1981). Цифры у точек порядок исследования скважины

 

Рис. 4. Зависимость коэффициента уменьшения массы нефти от коэффициента сжимаемости пор коллектора на главном этапе нефтедобычи.

Шифр кривых: коэффициент нефтеотдачи пласта на последнем этапе разработки - режиме растворенного газа