1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п04

Глава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом

4. РАСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ В ПЛАСТЕ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ И ОЦЕНКА НЕФТЕОТДАЧИ

Одним из важных занятий инженера по разработке является периодический расчет запасов нефти (и газа) в разрабатываемом пласте, а также ожидаемой газонефтеотдачи при превалирующем режиме вытеснения пластовой жидкости из продуктивного коллектора. В некоторых фирмах эту работу выполняет группа специалистов, которую называют секцией запасов. Эта группа подводит периодически баланс запасам фирмы в комплексе с величиной отборов, какими следует руководствоваться при разработке залежи в будущем. Финансовое положение фирмы зависит в первую очередь от

состояния запасов, степени их воспроизводства или погашения и от текущих дебитов при извлечении этих запасов на поверхность. Знание запасов и темпов их погашения (отборов) важный вопрос при продаже или реализации нефтеносных земель. Расчет запасов во вновь разведанных месторождениях особенно важен, так как он является путеводителем к созданию обоснованных проектов разработки. Кроме того, инженер по разработке должен тщательно изучить начальное содержимое продуктивных пластов. Он обязан изучить поведение пластам чтобы рассчитать и (или) улучшить первичные методы нефтеотдачи, что устранит одну из неизвестных величин в уравнениях.

Запасы нефти в пласте учитывают обычно на основании приложения факторов, определяющих нефтеотдачу , к состоянию нефти в коллекторе. Их подсчитывают также на основании изучения кривых падения добычи при разработке или путем использования сравнительных числовых величин нефтеотдачи на 1 га* м, полученных опытным или статистическим путем.

Запасы нефти в пласте подсчитывают объемным методом или методом материального баланса. Оба эти метода были рассмотрены в гл. 1 при изучении коллекторов газа. Более детально они будут проанализированы ниже.

Факторы нефтеотдачи определяют на основании изучения: а) эффективности вытеснения (те исследования, которые будут разобраны в гл. VII) и б) корреляций, базирующихся на статистическом изучении определенных типов пластового режима.

Объемный или волюметрический метод подсчета запасов нефти в пласте базируется на анализа керна или электрокаротажных диаграмм. На основе этого анализа устанавливают общий объем коллектора, пористость породы коллектор, насыщение пластовыми жидкостями. Анализ проб пластовой жидкости дает возможность установить коэффициент пластового объема нефти.

В начальных условиях 1 га*м общего объема нефтеносной породы содержит:

где А = 10^4 мЗ является эквивалентом 1 га* м; j - пористость в долях общего объема породы; Sw - водонасыщенность в долях порового объема; Воi, - начальный коэффициент пластового объема нефти в залежи.

Принимая средние значения этих параметров j =0,20, Sw = =0,20 и Bоi, =1,24, получаем начальный запас товарной нефти в пласте на 1 га*м нефтеносной площади:

В нефтяных залежах с волюметрическим режимом (упруго-газовый режим), т. е. в пластах, где отсутствует приток воды для замещения отбираемой из залежи нефти, последняя замещается газом, насыщение породы которым возрастает по мере снижения нефтенасыщенности коллектора. Если Sg - газонасыщенность пласта, Во - коэффициент пластового объема нефти ко времени ликвидации эксплуатации, то в условиях прекращения разработки месторождения и ликвидации скважин 1 га*м нефтеносной породы содержит:

Тогда нефтеотдача в м³ товарной нефти на 1 га*м будет

и коэффициент нефтеотдачи, выраженный в долях единицы объема, в товарной нефти будет

Общее насыщение породы коллектора свободным газом, которое можно ожидать ко времени прекращения эксплуатации, рассчитывается из вода- и нефтенасыщенности пласта на основе анализа кернов. Этот вывод справедлив при допущении, что во время извлечения керна на поверхность в нем происходит вытеснение пластовой жидкости расширением свободного газа, выделившегося из остаточной нефти.

Этот процесс вытеснения несколько похож на процесс естественного истощения в пласте с волюметрическим режимом. В исследовании размещения скважин Крейз и Бекли собрали большое количество статистических данных о 103 нефтяных залежах, из которых 27 разрабатывали, как считалось, при волюметрическом режиме, т. е. на истощение.

В большинстве этих залежей конечная газонасыщенность колебалась от 20 до 40% парового объема со средним значением остаточной газонасыщенности 30,4%. Можно подсчитать суммарную нефтеотдачу для режима истощения, зная свойства породы коллектора и жидкостей. Этот вопрос будет рассмотрен в гл. VII, п. 4.

При разработке нефтяных пластов с водонапорным режимом обычно не наблюдают значительного снижения пластового давления. Продвижение воды обращено внутрь залежи и параллельно плоскостям напластования, как это встречается в тонких, относительно крутопадающих пластах (напор краевых вод), или же в восходящем направлении, когда продуктивная нефтяная зона (столб нефти) подстилается водой (напор подошвенной воды). Остаточная

нефть в м³/га*м на участках нефтеносной породы, которые были затоплены водой ко времени прекращения эксплуатации скважин, будет содержать:

где Sor - насыщенность породы остаточной нефтью после затопления продуктивного пласта водой.

Если заранее было условлено, что пластовое давление будет поддерживаться заводненном на первоначальном уровне, в нефтяной зоне не разовьется насыщения свободным газом, и коэффициент пластового объема нефти при давлении прекращения эксплуатации сохраняется Вoi.

Суммарная нефтеотдача при активном водонапорном режиме равна

Коэффициент нефтеотдачи равен

Широко распространено мнение, что нефтенасыщенность кернов, выбуренных при промывке забоя буровым раствором на водной основе, при анализа дает вполне обоснованную величину неизвлеченной нефти. Объясняют это воздействием упруго-водонапорного вытеснения (фильтрат из глинистого раствора) в процессе взятия керна на его содержимое, а также вытеснением пластовой жидкости из керна при расширении растворенного газа в связи со снижением давления в образце выбуренной породы от пластового до атмосферного.

Если в уравнениях (111.5) и (111.6) использовать эти цифры для величин остаточной нефтенасыщенности, их следует увеличить, умножив на коэффициент пластового объема. Например, остаточная нефтенасыщенность керна 20% указывает, что для коэффициента пластового объема 1,5м³/м³ товарной нефти остаточная нефтенасыщенность составляет 30%. Используя данные табл. 1.8, можно также рассчитать остаточную нефтенасыщенность.

Эти данные, по мнению авторов, следует применять к расчетам остаточной нефтенасыщенности так же, как при определении остаточной газонасыщенности, т. е. в интервале от 25 до 40% для исследованных сцементированных песчаников.

В анализе нефтяных пластов, проведенном Крейзом и Бекли, около 70 из 103 обследованных месторождений разрабатывались в условиях гидравлического режима, упруго-водонапорного и активно-водонапорного. При этом остаточная нефтенасыщенность менялась от 17,9 до 60,9% порового объема. По-видимому, эти цифры зависят от вязкости пластовой нефти и проницаемости коллектора.

В табл. III.2 даны средние показатели вязкости нефти и остаточной нефтенасыщенности в пластовых условиях. Кроме того, включены отклонения, наблюдаемые в значениях средней проницаемости породы коллектора. Так, например, остаточная нефтенасыщенность в пластовых условиях для породы с содержанием нефти вязкостью 2спз и средней проницаемостью 500 мд составляет 37+ 2 =39% порового объема.

Таблица III. 2

Корреляция между вязкостью пластовой нефти, средней проницаемостью продуктивного коллектора и остаточной нефтенасыщенностью

Вязкость пластовой нефти, спз	Остаточная нефтенасыщенность,% порового объема
0,2	30,0
0,5	32,0
1,0	34,5
2,0	37,0
5,0	40,5
10,0	43,5
20,0	64,5
Средняя проницаемость пласта, мд	Отклонения остаточной нефтенасыщенности от тенденции вязкости, % порового объема
50	+12,0
100	+9,0
200	+6,0
500	+2,0
1000	-1,0
2000	-4,5
5000	-8,5

Крейз и Бекли, сравнивая величины суммарной нефтеотдачи, пришли к заключению о необходимости рассмотрения пласта в целом с рассчитанным начальным нефтесодержанием. Тогда величина остаточной нефти, рассчитанная по этому методу, включает в себя, помимо остаточной нефтенасыщенности, эффективность охвата залежи процессом заводнения. Отсюда конечные цифры будут выше для остаточной нефтенасыщенности на тех участках нефтеносной площади, которые были затоплены фронтом воды ко времени прекращения эксплуатации. Эффективность охвата пласта заводнением краевыми или подошвенными водами определяется влиянием расстановки скважин, обтеканием некоторых скоплений нефти в менее проницаемых слоях, а также прекращением эксплуатации на отдельных участках в связи с высокими водонефтяными факторами раньше, чем завершилось затопление по всему разрезу.

Гетри и Гринберджер провели недавно статистическое изучение данных по суммарной нефтеотдаче, собранных Крейзом и Бекли, с использованием аналитических методов кратности корреляции. Они установили следующую связь между отдачей при водонапорном режиме и пятью переменными, влияющими на нефтеотдачу в продуктивных коллекторах, сложенных песчаниками:

Для k = 1000 мд, Sw = 0,25, mо = 2,0 сп, j = 0,20; h = 10 м; R =0,l44 +0,272´log 1000 +0,256´ 0,25-0,136´log 2,0- -1,538´0,20-0,00035´10 = 0,642, или 64,2 % начального содержания в пласте товарной нефти. Проверка справедливости уравнения (111.7) показала, что суммарная отдача 50% нефтяных месторождений находилась в пределах ошибки ±6,2%, 75% в пределах ±9,0% и 100% были в пределах ошибки ± 19,0%.

Так, например, имеется 75% вероятности, что суммарная нефтеотдача для приведенного выше примера составит 64,2 ±9,0%.

В настоящее время со всей тщательностью и обоснованностью можно определить коэффициент суммарной нефтеотдачи для пласта в целом. Однако эта цифра может оказаться нереальной, если ее приложить к определенному участку залежи вследствие миграции жидкости в коллекторе или перетока на отдельных участках.

Например, запас извлекаемой товарной нефти на участке, расположенном на крыле

залежи с водонапорным режимом, составляет 7950 м³. Однако во время эксплуатации скважины на этом участке указанный запас будет при извлечении разделен по всем другим эксплуатационным скважинам, залегающим на одной линии вверх по падению. На cxeмe рис. 111.5 показано, как плохо может повлиять миграция на конечную нефтеотдачу из различных участков залежи. Если скважины размещены по сетке 16,2 га на скважину, все они имеют один и тот же разрешенный отбор в м³/сутки, продуктивный пласт имеет однородную проницаемость, в пласте наблюдается активно-водонапорный режим и фронт воды перемещается горизонтальной плоскостью, то нефтеотдача на участке А составит 1/7 запаса нефти в пласте, участок С отберет 1/7 запаса нефти под участком А, 1/6 под участком В, 1/5 под участком С и т. д. Перетек нефти с участка на участок или площадное дренирование встречается до известной степени во всех продуктивных пластах, хотя в целом оно менее отрицательно влияет на нефтеотдачу по сравнению с другими механизмами выделения нефти из породы.

Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс

Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.110-116.