§ 132. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА. КАРТЫ УДЕЛЬНОГО ГАЗОНЕФТЕСОДЕРЖАНИЯ

Подсчет запасов нефти и газа с использованием данных промысловой геофизики основан на точном определении по этим данным эффективной мощности hэфB B нефтегазонасыщенной части коллектора и коэффициентов kпB B пористости и kнB B нефтегазонасыщения.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Геологический (суммарный) запас QHB B нефти с использованием данных промысловой геофизики подсчитывают объемным методом [56] по формуле

где δT нTB B —плотность нефти на поверхности; bнB B —объемный коэффициент для нефти в пластовых

условиях; ΣT T —знак суммы, показывающий, что запасы подсчитываются путем суммирования количества нефти, содержащейся в элементарных участках залежи, имеющих площадь siB ;B hэфB ;B kиB , i,B kиB , iB - средние эффективные мощности нефтенасыщенной части коллектора; коэффициенты нефтенасыщения и пористости в пределах площади siB .B

Объемный коэффициент bнB B зависит от температуры пласта, газового фактора и пластового давления. Числовые значения коэффициента bнB B находят по специальным номограммам [44, 56].

Запасы нефти объемным методом наиболее точно подсчитываются по картам равного удельного нефтесодержания — пластовым картам с нанесенными на них изолиниями равных суммарных количеств нефти в тоннах на 1 м2P P горизонтальной проекции залежи.

Для составления карты равного удельного нефтесодержания в каждой скважине, пересекшей нефтеносный коллектор, указанными выше способами определяют эффективную мощность hэфB , в егоB насыщенной части, коэффициенты kпB B пористости и kнB B — нефтенасыщения. По известным значениям

hэфB , в,B kпB ,B kнB B ,bнB B и δT нBT B вычисляют количество qпB ,B товарной нефти в тоннах на 1 м2P P горизонтальной проекции залежи на участке ее пересечения скважиной:

В тех случаях, когда существует зависимость между PBTωBT и Tω,T между ∆T JT nB γT B иT kпB , nB .

где HвB B ,HнB B —водородные эквиваленты воды и нефти; Tω+TP глPB B —содержание кристаллизационной воды в глинах.

Если коэффициенты пористости и нефтенасыщения существенно изменяются по вертикали, в

формулу (467) вместо произведения hэфB , в kB пB kB нB B подставляют сумму ΣT ιB TB ∆T hT эфB , в, j kB пB , j kB нB , j B,где ∆T hT эфB , в, jB — мощность части коллектора, имеющей коэффициент пористости kпB , jB и коэффициент нефтенасыщения

kнB , j.B

В связи с тем, что определение коэффициента нефтенасыщения маломощных участков коллекторов — задача сложная, среднее значение kпB B для приконтурной зоны в случае однородного коллектора может быть вычислено по следующей приближенной методике (подробнее см. [3, 44]). Вначале определяют положение верхней границы переходной зоны. Для этого в приконтурных

скважинах записывают кривую ρT кBT B большого потенциал-зонда, близкого к идеальному, экранированного или индукционного. На участке кривой, расположенной ниже максимального

значения ρT кBT ,B наносят зеркальное изображение верхней части кривой и по правилам отбивки границ находят на этой части кривой точку, соответствующую подошве фиктивного пласта. К этой точке приурочено вероятное положение верхней границы переходной зоны, По диаграммам достаточно большого последовательного градиент-зонда определяют глубину залегания нижней границы

переходной зоны. Исходя из близкой к линейной зависимости между сопротивлением ρT пTB B и расстоянием до нижней границы переходной зоны, получим для точек коллектора, находящихся на этом расстоянии

где hперB , в—B мощность переходной зоны, приведенная к вертикальной скважине. Таким образом, на отметке z водонасыщение коллектора

и среднее значение коэффициента нефтенасыщення в пределах переходной зоны

294

Как видно, среднее нефтенасыщение в переходной зоне зависит от первоначального нефтенасыщения, определяемого параметром РнB ,B и степени гидрофильности коллектора, устанавливаемой показателем п.

Числовые значения qнB B наносят на карту около горизонтальных проекций точек пересечения середины нефтяной залежи скважинами. Пропорциональным делением определяют положение пунктов, где значения qнB B равны целым или десятым долям единицы. Через эти точки проводят линии равных значений qнB B (рис. 213).

Рис. 213. Карта удельного нефтесодержания (в т/м2P )P .

1— проекции пересечения скважинами середины нефтенасыщен ной части пласта на горизонтальную плоскость; 2 — линия сброса

Карта равного нефтесодержания дает возможность учесть характер изменения hэфB ,B kпB B и kнB B по площади коллектора и дает возможность получить наиболее точное представление о распределении запасов нефти. Это позволяет не только уточнить подсчет запасов, но и внести коррективы при осуществлении проекта рациональной разработки нефтяной залежи.

Подсчет запасов по картам равного нефтесодержания более точен, чем по средним значениям подсчетных параметров, так как при использовании последнего способа, как правило, запасы нефти и газа завышаются. Это объясняется относительно большим числом определений подсчетных параметров в присводовых частях структур, где плотность скважин наибольшая и значения hэфB ,B kпB B и kнB завышеныB .

Задачу определения максимального промышленного содержания нефти в коллекторе решают

с помощью карт максимального удельного промышленного нефтесодержания qнB , пр, maxB = qнB βTB вTB B следующими способами.

1. По удельному суммарному нефтесодержанию qнB B и коэффициенту вытеснения

Для многих терригенных коллекторов kв, ост = k в, св 1P -(a+0,01/kв, св),P где показатель а изменяется от 0,3 до 0,7, возрастая с увеличением сложности структуры поровых каналов коллектора. В этих условиях

2T . По произведению (δT BTн/bB нB )*B hT эфB ,в,B kBпBT и разности kн - kнB , ппB = kвB , ппB - kвB , свB . В этом случае

hT эфB в,B kпB B и kнB BT определяют известным способом, kнB , ппB находят по параметру PнB , ппB ≈ρT нпBT ,обв/rB впB B kвB , ппB - kвB , свB рассчитывают по формулеT

гдеT индексы «пп» относятся к промытой породе. В частности, при ρT вTB , нпB = ρT вTB B (ПпB , ппB = ПBп, пB)T

ПриT расчете разности kвB , ппB - kвB , свB иногда используют стати стические связи между kвB , ппB и kвB , свB например, связи Тиксье kвB , ппB =( kвB , св)B P1/2.PB TB

3. По произведению (T δT TBнB/bнB )*B hT эфB ,вB и разности объемных влажностей коллектора TωппTB B в его промытой зоне и TωпTB B вне этой зоны. Значения TωTBпB и ωT TBппB получают по зависимости

Для гидроильных коллекторов при 5 % < kпB B < 30 % закон изменения PBTωTB = f (Tω)T аналогичен закону изменения РпB B = f (kпB ):B

при условии, если показатель q варьирует в пределах изменения структурного показателя m и показателя п смачиваемости. При TωT < 0,3 можно принять PTBωTB =aBв/B TωqTP P , где aвB ≈TB аT нB аB пB B и q≈T (Tm+n)/2T .T

В этих условиях

295

Для глинистых коллекторов объемные влажности TωпBT B и TωBTпп рассчитываютB по формулам, приведенным в [44].

Таким образом, при составлении карт равного максимального промышленного нефтесодержания у горизонтальных проекций точек пересечения скважинами середины нефтеносного коллектора наносят значения максимального промышленного нефтесодержания

или, точнее,

Суммарное QнB B и максимально извлекаемое QнB , извл, maxB количества нефти в коллекторе по карте равного удельного нефтесодержания вычисляют по формуле

где si,B i+1B — площади, ограниченные на карте равного нефтесодержания изолиниями с числовыми значениями qнB , iB и qнB , i+1B ; i—порядковый номер изолиний.

При подсчете промышленных запасов берут карту равного промышленного нефтесодержания и в формулу (479) вместо удельных нефтесодержаний qнB , iB подставляют удельные промышленные

нефтесодержания qнB , пр, i.B

При подсчете запасов нефти и газа с использованием данных геофизических исследований скважин основной методологической задачей является увязка этих данных с результатами анализа керна и правильная корректировка параметров, вводимых в формулу расчета.

Выше указывалось, что при достаточно представительном керне расхождения между данными его анализа и геофизическими материалами незначительны, и это дает возможность широко использовать их при подсчетах запасов нефти и газа. Однако в ряде случаев при определении коэффициентов пористости и нефтенасыщения наблюдаются закономерные отклонения геофизических данных от данных анализа керна.

При оценке коэффициента пористости встречаются следующие случаи.

1.Коэффициенты пористости, полученные по данным анализа керна, ниже коэффициентов пористости, установленных по геофизическим данным. Такие отклонения типичны, когда анализ керна выполнен на недостаточно представительном материале, отобранном из разреза, сложенного чередующимися плотными и рыхлыми прослоями (фиксируются по диаграммам микрозондов). В этих условиях на поверхность выносятся преимущественно плотные породы, пористость которых ниже средней пористости коллектора в целом.

2.Коэффициенты пористости, определенные по данным анализа керна, больше коэффициентов пористости, вычисленных по геофизическим данным. Подобные расхождения могут быть обусловлены: а) недоучетом влияния горного давления; б) неточностью определения коэффициента пористости глинистых коллекторов способом насыщения, в которых этот способ дает

завышенные значения kпB .B

Следует отметить, что при оценке коэффициента пористости по геофизическим данным погрешности могут быть обусловлены недоучетом влияния глинистости и структуры коллектора. Определение коэффициента пористости достаточно широким комплексом геофизических методов позволяет свести указанные погрешности к минимуму.

Расхождения в величинах коэффициента нефтенасыщения по лабораторным и геофизическим данным вызывается недоучетом следующих обстоятельств.

1.Условий (при лабораторных исследованиях), существовавших при формировании нефтяной

залежи. В частности, при определении величины kнB B = 1- kвB B методом центрофугирования градиенты давления обычно во много раз превышают градиенты давления, под действием которых происходила миграция нефти и газа при образовании нефтяной и газовой залежи. Геофизическими методами коэффициент нефтенасыщения определяют в условиях естественного залегания коллектора с высокой степенью точности; они позволяют решать задачу с большей достоверностью, чем по данным лабораторного анализа керна.

2.Гидрофобности коллектора. В этих условиях значения kнB ,B полученные по геофизическим данным, будут завышенными, если при расчете kBнB были использованы стандартные зависимости РBнB = f (kнB )B для гидрофильных коллекторов.

296

3. Изменений литологии коллектора. Погрешности, обусловленные недоучетом изменений в литологии коллектора, могут наблюдаться в следующих случаях: а) при расчете параметра РBнB по

значениям TρвпBT B , вычисленным по параметру РпB ,B полученному по величинам kпB ,B определенным в лаборатории без учета набухания глинистых частиц; в этих условиях при подсчетах запасов нефти и газа погрешности могут быть допущены дважды: за счет завышения kпB B и за счет повышения kнB ;B б) при

недоучете влияни: плотных прослоев; они могут вызвать увеличение ρT впTB B и, следовательно, уменьшение PнB B (так как их влияние на величину ρT нпBT меньшеB , чем на ρT впBT ,B а иногда и противоположно

(снижение TρнпTB ),B то недоучет плотных прослоев при точном определении эффективной мощности может обусловить существенное снижение подсчитываемых запасов); в) при недооценке влияния глинистых прослоев, которые особенно при слоистом залегании прослоев приводят к значительному

снижению ρT нпBT , глB и к возникновению погрешности при расчете kнB .B

Однако наибольшие погрешности при подсчетах запасов нефти и газа с учетом геофизических данных чаще всего допускаются в случаях, когда в расчетных формулах, определяющих запасы нефти и газа, используются параметры, полученные частично по геофизическим данным и частично по керну, относящемуся к различным объемам коллектора, и когда при использовании данных геофизики не учитываются специфические особенности метода, по которому определялись параметры пласта, например, в следующих случаях.

1.Мощность коллектора установлена по аномалиям кривых макроисследований скважин (ρT кTB ,B UспB B и т. п.). Следовательно, в мощность коллектора включены глинистые и сцементированные

песчаные и плотные карбонатные прослои. В этих условиях необходимо использовать средние значения коэффициентов пористости и нефтенасыщения для коллектора в целом, определенные по данным макроисследований скважин.

2.Мощность коллектора определена за вычетом непроницаемых (глинистых или плотных)

включений, например, мощность коллектора устанавливалась по площади аномалии кривых UспB иB ITγT или по диаграммам микрозондов, микроэкранированного зонда, микрокаверномера и метода разности сопротивлений заземления. В таком случае коэффициенты пористости и нефтегазонасыщения должны соответствовать только той части объекта, которая является собственно коллектором (песчаные прослои, трещиноватые и закарстованные карбонаты).

3. Пористость глинистых коллекторов определена методами сопротивлений, нейтронными и ультразвуковым без учета влияния глинистости.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА"

Запасы газа с учетом геофизических данных подсчитывают объемным методом. Как и при подсчете запасов нефти, рекомендуется использовать карты равного удельного газосодержания коллектора в кубических метрах на 1 м2P P горизонтальной проекции газовой залежи.

Удельное газосодержание коллектора рассчитывают по формуле

здесь рнB ,B ркB B — пластовое давление в начале и в конце разработки залежи (ркB B ≈T T 1 + 1,293δT гBT ,B вB B H 10-P 4,P где

δT гBT ,B вB —B плотность газа по воздуху; H —.глубина залегания коллектора, м); atB B = 293/(273+t) — поправка за приведение объема газа к температуре 20 °С (t —температура пласта, °С); ZнB ,B ZкB B —поправочные коэффициенты на сверхсжнмаемость газов в начальный и конечный периоды разработки.

Значения νT T наносят на карту в точках проекций на горизонтальную плоскость пересечений скважинами середины коллектора. Методом пропорционального деления проводят изолинии равного газосодержания, рассчитывают количества

газа, содержащиеся на площадях si,B i+1B пласта, ограниченных изолиниями i-й и i+1-й удельного газосодержания νT iTB B и νT i+1TB иB по формуле

подсчитывают суммарное содержание газа в коллекторе.

Извлекаемый запас газа определяют по карте равного удельного промышленного газосодержания. Эту карту составляют по данным промышленного газосодержания

здесь βT гоTB B —коэффициент газоотдачи, рассчитанный для каждой площади коллектора; коэффициент βT гоTB B в зависимости от литологии продуктивного горизонта на участке его пересечения скважиной и

297

величины пластового давления изменяется от 0,80 до 0,99. Чем более однороден и лучше отсортирован коллектор и чем выше пластовое давление, тем больше коэффициент газоотдачи.

После определения νT прTB , iB , проводят изолинии равных значений промышленного газосодержания и затем рассчитывают промышленный запас газа

где νT прTB , iB , νT прTB , i+1B —удельные промышленные содержания газа вдоль изолиний, ограничивающих

площадь si,B i+1.B

При подсчете запасов газа с использованием данных геофизики возможны те же погрешности, что и при подсчетах запасов нефти, что следует учитывать и вносить соответствующие коррективы, о которых говорилось выше.

При подсчете эффективных мощностей газовых залежей, особенно в однородных коллекторах высокой пористости, следует обращать большое внимание на данные нейтронных методов исследования скважин в стационарном и импульсном вариантах.

298