Лекція №19 особливості підрахунку запасів нафти і вільного газу в складнопобудованих колекторах

Підрахунок запасів нафти і газу в складнопобудованих колекторах у даний час являє собою одну з найскладніших проблем. Тим часом, саме з такими колекторами зв’язані найбільш продуктивні поклади нафти і газу.

Складнопобудовані колектори можуть бути приурочені до карбонатних і теригенних порід. Для карбонатних колекторів характерна вторинна пустотність. Ефективна ємність таких колекторів може бути представлена або тільки системою тріщин, або тріщинами в сполученні з порожнечами, що утворилися в результаті процесів вилуговування, перекристалізації і доломітизації вапняків. Такі колектори відносяться до колекторів тріщинно-кавернозного або тріщинно-карстового типів. Для них, як правило, характерні непроникна матриця, висока ємність за рахунок порожнеч вилуговування і висока продуктивність. У карбонатних колекторах змішаного типу матриця володіє міжзерновою пористістю і містить нафту і газ. У теригенних тріщинно-порових колекторах роль тріщин як ємностей незначна, основною ємністю в таких колекторах служить матриця, однак тріщини характеризуються дробрими фільтраційними властивостями.

Колектори тріщинного типу. Під коефіцієнтом тріщинуватості k_т розуміється частка об’єму сполучених тріщин в об’ємі взірця породи. Її величина змінюється від 0,1 - 0,2 до 1 - 2%. По керну k_т визначається в шліфах як відношення добутку розкритості тріщин (b) і сумарної їхньої довжини (l) до площі шліфа (S), тобто

Визначення тріщинуватості по шліфах ведеться під мікроскопом. Середня величина досліджуваного параметра в межах пропластка або нерозчленованого пласта знаходиться зважуванням по площі всіх шліфів незалежно від того, у всіх шліфах виявлені тріщини чи ні:

де n - число шліфів, у яких встановлені тріщини;

k – загальне число досліджених шліфів.

Дня одержання представницької вибірки і виділення тріщинуватих інтервалів шліфи в розрізі повинні відбиратися через 1 м. Якщо інтервали з різнонаправленим орієнтуванням тріщин виділити не вдається, то обчислення k_т у кожному шліфі визначаються по вище наведеній формулі із введенням коефіцієнта α, що враховує системи розташування тріщинуватості.

Для визначення коефіцієнта тріщинуватості за допомогою геофізичних методів використовується спосіб А. М Нечаю - спосіб «двох розчинів», при якому опір породи і фільтрату бурового розчину при першому вимірі повинні відрізнятися від таких при другому вимірі в 3-4 рази.

Середнє по свердловині значення тріщинуватості горизонту або продуктивного розрізу в цілому для масивних покладів визначається зважуванням по товщині інтервалів, що характеризуються визначеним орієнтуванням тріщин.

Нафто-(газо-) насиченість колекторів тріщинуватого типу близька до одиниці (0,9-0,95) і на даний час важко визначена. У зв'язку зі слабкою вивченістю проблеми таких колекторів у цілому підрахунок запасів у них на всіх стадіях здійснюється на основі карти ізопахіт і з урахуванням середніх значень параметрів по покладу, розрахованому як середнє арифметичне по свердловинах. При цьому тріщинуватість і нафто-(газо-) насиченість враховуються коефіцієнтом ефективної порожнечості k_{порж.еф}. Звідси запаси нафти в межах площі однієї категорії розраховуються по формулі:

;

запаси газу:

.

Запаси покладу визначаються сумою запасів площі кожної категорії, виділеної в межах площі покладу. По даних однієї свердловини карта ізопахіт не складається і підрахунок запасів ведеться по найбільш простих формулах:

;

.

Колектори тріщинно-кавернозного типу. Для тріщинно-кавернозних карбонатних порід Б. Ю. Вендельштейн пропонує наступну формулу граничного значення коефіцієнта ефективної порожнечі k_{еф.порж.гр.}:

,

де k_п.заг. – коефіцієнт загальної пористості, що визначається по даних НГМ або ГГМ;

k_п.мз. – коефіцієнт неефективної відкритої пористості міжзерневої частини породи, що визначається або по керну, або по величині питомого опору породи по даних БКЗ або екранованому зонді.

При достатньо повному виносі керну і його вивченості k_{еф.порж.гр} визначається для пластового перетинання в кожній свердловині як середня арифметична величина. Середнє значення параметра в свердловині по геофізичних даних розраховуються як середньозважене по ефективних нафто-(газо-) насичених товщах. Способи визначення середніх значень, по покладу і варіанти формул об’ємного методу для різних стадій вивченості аналогічні як і для колекторів тріщинуватого типу.

Колектори тріщинно-порового типу. В цих колекторах основним вміщувачем нафти і газу служать між- зернові пори і лише частково – тріщини. Підрахунок запасів в колекторах даного типу до цього часу відноситься до найбільш складних проблем. Як показали дослідження останніх років, для виявлення ролі колектора кожного типу в породах, важливу роль відіграють промислові дослідження.

Так, дуже цінні дані про параметри колекторів, що вивчаються, по даних Е. В. Соколовського, Ю. І. Тречнікова отримані промисловими дослідженнями в свердловинах, що розкрили колектори тріщинно-порового типу і на покладах Східного Ставропілля в пермо-тріасових карбонатних відкладах.

Дослідження проводилися масообмінним методом і методом стаціонарного потоку поміченої рідини. В свердловину 2-4 рази нагнітали по 10-20 м³ поміченої нафти чи води. Після кожної закачки свердловина закривалась на 0,5-5 діб, а потім по аналізу проб із запущеної в роботу свердловини визначалась зміна концентрації індикатора.

Проведений комплекс досліджень дозволив встановити об’ємну щільність тріщин, середню відстань між ефективними тріщинами і коефіцієнт ефективної тріщинуватості (0,05-0,22% для покладів теригенних відкладів, і 0,18-0,37 % для покладів карбонатних відкладів Східного Ставропілля). Матриця карбонатних порід виявлялась в основному водонасиченою.

По всіх аптських покладах встановлено, що початкова і залишкова нафтонасиченість залежать від пористості пласта, причому породи з пористістю нижче 7% непродуктивні (рис. 19.1).

Рисунок 19.1 - Зв'язок між коефіцієнтами нафтонасиченості k_н і пористості k_н матриці гірських порід (по Є. В. Соколовскому, Ю.І. Тречникову).

1 - зведений графік зміни початкової нафтонасиченості; зміна залишкової нафтонасиченості порід аптекського покладу на родовищах: 2-Малгобек-Вознесенка-Али-Юрт, 3 - Карабулак-Ачалуки

При пористості 14 % k_н.поч досягає 72 %. Витиснення нафти з матриці відбувається при значеннях нафтонасиченості вище 19-40 %. Отже, у колекторах тріщинно-порового типу нафтонасиченість значною мірою залежить від величини пористості, що обумовлює необхідність диференціації запасів у поровій частині порожнього простору за вузьким значенням коефіцієнта відкритої пористості. При цьому важливо зауважити, що використання середніх значень для підрахунку запасів може привести до істотних погрішностей. Розрахунок балансових запасів покладу в аптських відкладах Карабулак-Ачалукського родовища за середнім значенням параметрів дав завищенні запаси у порівнянні з пропонованим способом на 17%. Завищення видобувних запасів, ще вище.

Розрахунок нафто-(газо-)насичених об’ємів колекторів по вузьких інтервалах значень коефіцієнта відкритої пористості - досить трудомістка процедура, що вимагає побудови безлічі карт. Щоб скоротити об’єм графічних і рахункових робіт, ті ж об’єми колекторів без утрати вірогідності можна одержати, якщо застосувати методику розрахунку для порід, що характеризуються взаємозв'язком параметрів. З цією метою в кожному продуктивному інтервалі розрізу в першу чергу розраховується значення коефіцієнтів ефективної пористості k_п.еф.. Середнє значення по свердловині k_п,еф,св визначається зважуванням значень k_п,еф інтервалів по їхній товщині.

Запаси нафти і вільного газу відкритого покладу пластового типу підраховуються по формулах без складання карт ізопахіт:

;

Запаси масивних, літологічно і стратиграфічно обмежених покладів визначаються на основі карт ізопахіт:

;

.

На наступних стадіях вивченості покладів для підрахунку запасів нафти і вільного газу в поровій частині порожничого простору колектора тріщинно-порового типу по кожному об’єкті складається карта в ізолініях h_н.еф.k._п.еф. Відповідно до цього формули варіантів об'ємного методу будуть мати такий вигляд:

;

.

Як було показано вище, середнє значення k_п.еф в обох випадках визначається зважуванням по об’єму колекторів. При закономірній зміні по площі параметрів нафти вони вводяться під знак інтегралів.

Підрахунок запасів у тріщинній частині пустотного простору ведеться по формулах, розглянутих вище для колекторів цього типу.

Колектори змішаного типу. У колекторах змішаного типу, зв’язаних з потужними товщинами карбонатних порід, порожничий простір визначається міжзерновою пористістю, тріщинуватістю і кавернозністю. На всіх стадіях вивченості покладів у колекторах змішаного типу для підрахунку запасів як нафти, так і газу, застосовуються формули підрахунку запасів у колекторах порового типу. Наявність каверн у розрізі враховується часткою кавернової складової загальної порожнечі, що додається до міжзернової пористості, а тріщинуватість порових інтервалів враховується в показнику відкритої пористості. В інтервалах продуктивної товщі, що характеризуються параметрами нижче кондиційних, запаси в тріщинній ємкості підраховуються окремо по формулах для колекторів цього типу.