Характеристика исходных данных

Площадь нефтеносности (F). Продуктивную площадь устанавли­вают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от раз­меров месторождения в масштабе от 1: 5000 до 1: 50 000, на кото­рой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета. На плане отмечают скважины:

а) давшие безводную нефть или газ, у которых дробью показы­вают начальный среднесуточный дебит нефти или газа, дату появле­ния воды и ее процент (в числителе) и текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату подсчета (в знаменателе);

б) давшие нефть или газ с водой, у которых дробью указывают начальный среднесуточный дебит нефти или газа и процент воды в числителе, текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату подсчета в знаменателе;

в) давшие воду или газ;

г) давшие при испытании воду с пленками нефти;

д) встретившие притоки нефти или газа в процессе бурения;

е) показавшие благоприятные признаки газонефтеносности по ка­ротажу, но не испытанные.

Для определения размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин, сопоставив полученные результаты с интервалами прострела колонны, данными изучения кернов и материалами промыслово-геофизических исследований скважины (электро- и радиоактивный каротаж, боко­вое электрическое зондирование), технической характеристикой конструкции скважины и т. д

Нефтенасыщениая мощность пласта (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения его (так как при расчете объема пласта обычно берут произ­ведение проекции площади на горизонатальную плоскость и верти­кальной мощности).

Точное определение нефтенасыщенной мощности является важ­ной задачей. Для этого используют данные анализа кернов, электри­ческого и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить водо-нефтяной контакт и гра­ницы этой мощности. Особенно затруднено определение нефтенасы­щенной мощности для карбонатных пород. В данном случае большое значение имеют комплексные определения этой величины. Положе­ние нижней границы нефтенасыщенной мощности усложняется нали­чием переходной зоны которая, как указывалось, в хорошо прони­цаемых коллекторах достигает 0,3 м, а в плохо проницаемых 7—8 м и даже более.

Для более точного определения нефтенасыщенной мощности пласта по отдельным скважинам следует использовать данные боко­вого электрического зондирования.

Определить мощность по керну, как правило, трудно потому, что процент выноса керна сильно колеблется и обычно не превышает 50—60%. Таким образом, по имеющемуся керновому материалу трудно определить действительную мощность пласта и особенно тогда, когда коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев песчаников, песков, глин и т. д.

Наилучшим для определения нефтенасыщенной мощности является использование комплексных наблюдений (изучение керна, данные испытания скважин, электро- и радиоактивный каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине (конструкция, состояние забоя, интервал прострела дыр и т. д.).

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта может быть вычислена различными способами — как среднеарифметиче­ская величина или как средневзвешенная по площади.

Среднеарифметическую величину обычно вычисляют тогда, когда количество пробуренных скважин крайне невелико и мощность по этим скважинам сильно разнится. Если скважин пробурено до­статочно много и мощность пласта в них меняется более или менее плавно, то в этом случае среднюю мощность вычисляют путем соста­вления карты изопахит и подсчета по ней средней арифметически взвешенной мощности на единицу площади по соотношению

Где - площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изопахитами, ; - средние изопахиты, соответствующие указанным участкам и определяемые как средние величины между двумя соседними изопахитами, м.

Объем продуктивной части пласта (Fh). При подсчете запасов нефти объем пласта обычно вычисляют следующими способами.

1.В целом путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);

2.При помощи карт изопахит — путем вычисления элементар­ных объемов и последующего их суммирования по формуле

Где V – объем пласта, ; - площади участков между двумя соседними изопахитами, ; - средняя нефтенасыщенная или газонасыщенная мощность, определяемая как полусумма соседних изопахит, м.

Такое вычисление производят при более сложном строении пло­щади и наличии более или менее плавных изменений мощности.

3. При расслоении горизонта на пласты или пласта на пропла­стки расчет объемов коллекторов следует проводить по карте изопахит суммарной мощности слагающих их проницаемых пластов или пропластков, если:

а) эти пласты (пропластки) обладают одинаковыми коллектор­скими свойствами;

б) отсутствуют фациальные замещения одного из пластов (про­пластка) непроницаемыми породами на всю мощность и они развиты по всей площади залежи;

в) пласты (пропластки) содержат единую залежь с общим водо­нефтяным контактом.

При несоблюдении хотя бы одного из указанных выше условий подсчет объемов следует проводить отдельно по каждому пласту (пропластку).

При раздельном учете коллекторов пластов (пропластков), слагающих горизонт (пласт), особенно тщательно нужно подходить к планированию работ по опробованию с целью установления нефтегазоностности пластов, продуктивности скважин, отметок водо-нефтяных и газо-нефтяных разделов. При этом работы по опробованию наиболее тщательно планировать в зоне водо-нефтяного контакта для определения в его отметок в разных частях залежи.

4. При расчете нефтегазонасыщенных объемов правильная интер­поляция соответствующих мощностей по данным скважин имеет большое значение. Известны следующие способы интерполяции:

а) интерполяция линейная (на нуль);

б) интерполяция нелинейная (на середину) с различными вариа­циями;

в)интерполяция с учетом закономерности изменения мощности, если такая закономерность установлена.

Самым правильным является последний способ, т. е. интерполя­ция с учетом закономерностей в изменении мощности, так как в этом случае граница нулевой мощности устанавливается наиболее точно.

При отсутствии данных о закономерностях изменения мощности следует учитывать степень разведанности площади.

На стадии ее разведки (или даже на завершающей стадии разведки площади) следует применять только нелинейную интерполяцию. После окончания разведочных работ (на стадии эксплуатационного бурения) интерполяцию следует проводить на нуль илн по данным о закономерностях изменения коллекторских свойств пласта по площади.

Например, геологи Татарии предложили выделить в пределах крупных нефтяных месторождений Татарии три типа пород: высоко­пористые (песчаники), низкопористые коллекторы (алевролиты) и непродуктивные. В связи с этим необходимо про­изводить раздельное определение объемов песчаников и алевролитов на основе составления литологических карт, показывающих распро­странение по площади различных типов коллекторов.

Для определения типа коллектора полезно производить совмест­ный анализ геофизических и керновых данных. Если число скважин на месторождении очень велико, то границы кондиционных значений типов коллекторов можно проводить условно, не прибегая к слож­ной интерполяции, следующим образом: при наличии двух соседних скважин, одна из которых вскрыла глину, а другая алевролит — граница проводится посередине расстояния между ними; при двух соседних скважинах, одна из которых вскрыла глину, а другая пес­чаник — расстояние между этими скважинами делится на три рав­ные части, причем одна относится к глинам, другая — к алевроли­там и третья — к песчаникам. В этом случае интерполяция мощности проводится на нуль, положение которого совпадает с границей рас­пространения глин.

При вычислении объемов коллекторов с помощью литологических карт весьма важно учитывать различный коэффициент нефтеотдачи для песчаников и алевролитов.

Для газовых залежей, когда расстояние между эксплуатацион­ными скважинами значительно больше, чем на нефтяных месторо­ждениях, на любой стадии разведочного и эксплуатационного буре­ния следует применять только интерполяцию на середину.

При выделении эффективных нефтегазонасыщенных мощностей следует производить увязку кернового и геофизического материала.

Такая увязка позволяет уточнить величину эффективной мощности по скважинам путем исключения из этой мощности глинистых и про­ницаемых прослоев.

Наиболее сложным является определение объема нефтенасыщен­ной части в карбонатных коллекторах. Существующие методы опре­деления объема залежи для карбонатных коллекторов недостаточно точны в связи с локальным развитием в них пористых участков и требуют уточнения и проведения для этого специальных исследо­ваний. Например, для определения эффективного объема (т. е. объема пласта, содержащего нефть) рифовых массивов Ишимбайского нефтя­ного района в настоящее время на основе изучения образцов керна ведется кропотливая работа по выявлению процента пористых- и не­пористых интервалов по разрезам скважин.

Коэффициент открытой пористости (m). Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта в этом случае необходимо наличие достаточных данных и по площади распространения пласта и по его мощности. Обычно такие данные в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы. Иногда для определения пори­стости используют данные относительной аномалии (АПС).

При использовании для определения пористости методов промыс­ловой геофизики необходимо предварительно провести тщательное сопоставление данных изучения кернов с результатами геофизики (по одному и тому же интервалу разреза), выяснить расхождения, причины их и возможности уверенного использования данных гео­физики.

В тех случаях, когда скважины пробурены в водо-нефтяной зоне и по геофизическим данным пористость определена в нефтяной и водя­ной частях пласта, более надежными следует считать определения в водяной части пласта. Эти значения пористости могут быть по ана­логии перенесены и на нефтенасыщенную часть пласта при условии идентичности литолого-физических свойств нефтяной и водяной ча­стей разреза.

При вычислениях средних значений пористости по залежи тоже существует несколько различных вариантов: определение средних значений по общему числу образцов, путем осреднения данных по отдельным скважинам и взвешиванием пористости по площади.

Выбор того или иного варианта зависит от динамики изменения пористости по площади и разрезу, от числа и расположения скважин, от количества определений по каждой скважине.

Если пласт выдержан, то количество образцов может быть резко снижено, особенно при наличии увязки между данными лаборатор­ных и промыслово-геофизических определений. В случае невыдер­жанности коллекторских свойств пласта по площади и по разрезу желательно иметь не менее трех определений пористости на 1 л эф. мощности.

Следует отметить, что первый из перечисленных вариантов наи­более часто применяют лишь в случаях полной однородности пласта по площади и по разрезу и при очень незначительном наборе данных по пористости на вновь открытых залежах.

Определение расчетного значения пористости по отдельным сква­жинам, если продуктивный пласт однороден по литологическому составу, ведется путем деления суммарной пористости всех образцов на их число, т. е. как средней арифметической величины:

,

При неоднородной и резко изменчивой пористости коллектора расчет лучше вести как средней геометрической величины:

,

или среднегармонической величины:

,

Где n – число членов.

При таком вычислении несколько сглаживаются резкие отдельные колебания пористости от средней, поскольку среднеарифметическая величина больше среднегеометрической, а последняя больше средне­гармонической ().

Кроме того, если продуктивный пласт неоднороден по литологи­ческому составу и представлен несколькими прослоями, для опре­деления расчетного значения пористости данные пористости по сква­жине взвешиваются по мощности.

Нередки случаи, когда в разрезе продуктивного горизонта вы­деляют несколько продуктивных прослоев различной мощности. В этом случае прослоям малой мощности, по которым нет возмож­ности определить значение пористости, следует присваивать такое ее значение, которое равно среднему арифметическому из значений открытой пористости для прослоев аналогичной мощности (от 1 до 2 м), по которым эти значения удалось определить.

Определение расчетного значения пористости по залежи путем арифметического осреднения данных по отдельным скважинам произ­водят тогда, когда значения пористости изменяются в небольших пределах. Для этого суммируют все имеющиеся осредненные илн средневзвешенные значения пористости по отдельным скважинам, пробуренным на залежь, и сумму делят на их число. Однако такой расчет не следует делать механически, а на основе анализа данных о наличии более или менее равномерного распределения зон с более высокими и более низкими значениями пористости.

В общем случае расчетное среднеарифметическое значение пори­стости по залежи будет тем точнее, чем больше имеется определений пористости, чем меньше колебания в величинах пористости, чем более равномерно пробурены скважины по площади и чем ближе количества низких и высоких значений пористости по отдельным скважинам.

Определение расчетного значения средней пористости по залежи путем взвешивания данных по площади применяется тогда, когда осредненные или взвешенные по мощности значения пористости в скважинах в целом по пласту изменяются в значительных пределах. Для этого строят карту пористости для данной продуктивной пло­щади, определяют средние значения пористости для каждого поля в отдельности и взвешивают для всей площади в целом.

Кроме того, как уже указывалось, при определении средней вели­чины пористости следует учитывать лишь кондиционные ее значе­ния, отбраковывая некондиционные.

Коэффициент нефтенасыщения(). Определение коэффициента нефтенасыщения (производят по данным изучения образ­цов пород, взятых в специальных скважинах, вскрывающих пласт с применением раствора на нефтяной основе, либо при помощи кос­венных методов. Для определения нефтенасыщенности пород ис­пользуют, кроме того, данные геофизики, так как между удельным сопротивлением и нефтенасыщенностью породы существует связь, выражающаяся в том, что для одного и того же коллектора при про­чих равных условиях с увеличением нефтенасыщенности пласта повышается удельное сопротивление. Однако для более точного определения коэффициента нефтенасыщения следует производить его комплексные определения, сопоставляя результаты определения по данным геофизики с данными, полученными в специальных сква­жинах.

Комплексные исследования по месторождениям Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показывают колебания начальной нефтенасыщенности в отдельных залежах нефти от 88% (песчаники) до 60,4% (алевролиты). Таким образом, с ухудшением коллектор­ских свойств водонасыщенность продуктивных пород возрастает.

Коэффициент нефтеотдачи (). Коэффициентом нефтеотдачи называют отношение объема нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки (и эксплуатации), к первоначальному объему нефти (приведенному также к поверхност­ным условиям). Иными словами, коэффициентом отдачи называется отношение промышленного запаса к первоначальному запасу.

Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от литолого-физических свойств коллектора, свойств нефти, насыщающей пласт, темпа и системы разработки, метода эксплуатации и в значительной мере от режима пласта и свойств агента, вытесняющего нефть.

Вследствие фазовой проницаемости 20% нефти от объема пор в пластах являются неизвлекаемым запасом даже при применении методов интенсификации и вторичных методов эксплуатации. Это подтверждается данными лабораторных исследований.

Величину коэффициента нефтеотдачи обычно выбирают в зависимости от режима пласта: эффективный водонапорный режим – 0,6-0,8; эффективный режим газовой шапки — 0,5—0,7; неэффективный режим газовой шапки — 0,4—0,6; режим растворенного газа — 0,2— 0,4; гравитационный режим — 0,1—0,2.

Для ряда формаций США в зависимости от однородности строе­ния коллекторов наблюдаются следующие значения коэффициента нефтеотдачи: для режима растворенного газа — от 0,14 до 0,32; для газонапорного — от 0,18 до 0,40 и для водонапорного — от 0,30 до 0,66.

Коэффициенты нефтеотдачи, как правило, для песчаных однород­ных по составу коллекторов выше, чем для трещинных и литологи­чески невыдержанных коллекторов.

Для нефтяных месторождений Азербайджана коэффициент нефте­отдачи колеблется в пределах 0,3—0,76 и в среднем составляет около 0,43 (для кирмакинской свиты, характеризующейся плохими коллекторскими свойствами от 0,1 до 0,15), для месторождений Грозненского нефтяного района средний коэффициент нефтеотдачи составляет 0,3 (ожидаемая плановая величина 0,4), для месторожде­ний Краснодарского края — 0,34—0,40; для месторождений Ферган­ской долины (Узбекистан) и Туркменистана — 0,33—0,38.

Применение мероприятии по воздействию на пласт по данным месторождений США приводит к увеличению конечной нефтеотдачи при закачке воды в среднем на 20%, а при закачке газа — на 10% от начальных балансовых запасов.

По восточной группе месторождений Кубани средний коэффи­циент нефтеотдачи составлял 0,41 при наличии в основном режима растворенного газа с неэффективным проявлением водонапорного режима. В результате воздействия на пласт путем закачки воздуха коэффициент отдачи удалось повысить до 0,5, т. е. увеличить почти на 21%.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от плотности сетки и размеще­ния скважин на структуре. Как правило, при уменьшении плотности размещения скважин (особенно для неоднородных коллекторов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается при прочих равных условиях. При применении мероприятий по воздействию на пласт коэффициенты нефтеотдачи значительно выше, чем в тех случаях, когда залежи раз­рабатываются при естественных режимах работы пластов.

Таким образом, при выборе значения коэффициента нефтеотдачи следует учитывать: опыт разработки аналогичных истощенных зале­жей нефти, режим работы пласта, наличие или отсутствие, а также метод воздействия на пласт, плотность размещения скважнн, лито- лого-физичесйую характеристику пласта и свойства нефти и газа в пластовых условиях.

Для контроля за полученным коэффициентом отдачи необходимы отбор кернов в истощенной части пласта и их анализ.

Плотность нефти (). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефти, вместо плотности при стандартных условиях () может быть взята плотность при пластовых условиях (). В этом случае при подсчете запасов нефти пересчетный коэффициент 0 в объемную формулу вводить не следует.

В объемную формулу вместо вводят выражение по соотношению:

.

Здесь , где G — весовой газовый фактор, m/m; г — количество газа, раство­ренного в нефти, при данном пластовом давлении, ; — плот­ность воздуха, равная 1,293 кг/м3; — плотность газа по воздуху, кг/м3.

Пересчетный коэффициент (). Пересчетный коэффициент или вели­чину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандарт­ным условиям на поверхности.

Как уже указывалось, объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем, либо по специальным гра­фикам.