8.3 Эмпирический (покоэффициентный) метод

Метод применяется, как правило, на ранних стадиях подсчета запасов небольших по запасам месторождений. В минувшие годы этот метод широко применялся, однако в настоящее время его актуальность существенно ограничена из-за невысокой точности прогноза, тем не менее он продолжает использоваться в качестве оперативного вспомогательного приема оценки КИН.

Наибольшее распространение данного метода получила разновидность, при которой КИН определяется выражением, включающим три коэффициента:

КИН=К_выт∙К_охв∙К_зав,

где К_выт – коэффициент вытеснения;

К_охв – коэффициент охвата вынесения;

К_зав – коэффициент заводнения пласта.

Под коэффициентом вытеснения (К_выт) понимается отношение объема вытесненной нефти к начальному объему нефти в породе-коллекторе при длительной, интенсивной промывке однородного элемента пористой среды. Он показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть в данной породе при вытеснении нефти водой или другим агентом.

Определяется К_выт в лаборатории на образцах керна, иногда используются статистические зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости породы, построенные для данного типа коллектора.

Например для карбонатных отложений турнейского яруса зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости имеет следующий вид:

L_он=0,495 – 0,124 ∙ lg K,

где L_он – остаточная нефтенасыщенность, %;

К – проницаемость, мкм² ∙ 10^-3.

Тогда коэффициент вытеснения будет равен:

,

где L_нн – начальная нефтенасыщенность, %.

Коэффициент охвата вытеснением (К_охв) показывает какая часть пустотного объема пласта-коллектора охвачена в пределах залежи процессом фильтрации.

Он характеризует потери нефти из-за прерывистого строения прослоев, слагающих пласт, и зависит от плотности сетки скважин и особенностей системы их расположения. Иногда К_охв представляется в виде произведения ряда более дробных коэффициентов, каждый из которых характеризует особый вид потерь нефти:

К_охв = β₁ ∙ β₂ ∙ β₃ ∙ β₄,

где β₁ – учитывает прерывистость пласта;

β₂ – наличие тупиковых и застойных зон;

β₃ и β₄ – потери соответственно в стягивающих эксплуатационных и разрезающих нагнетательных рядах скважин.

Разработано несколько способов определения коэффициента охвата вытеснением, все они основаны на учете прерывистости пласта и особенностей системы разработки. Наиболее точные результаты могут быть получены по зональным картам, на которых выделяется непрерывная часть пласта-коллектора, линзы и полулинзы, зоны замещения пласта-коллектора непроницаемыми породами, тектонические нарушения и другие границы. При сложном строении пласта с высокой расчлененностью построение подобных карт крайне сложно.

Более простым, но менее точным способом, К_охв может быть определен по зависимостям его от прерывистости пласта и плотности сетки скважин методом математической статистики.

Коэффициент заводнения (К_зав) представляет собой отношение объема промытой части пустотного пространства ко всему объему этого пространства, первоначально насыщенного нефтью. К_зав характеризует потери нефти в пласте от прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции близкой к 100%. Он зависит от соотношения вязкостей нефти и вытесняющей воды, неоднородности пласта по проницаемости и предельной обводненности добываемой продукции.

Для обоснования К_зав используются различные эмпирические зависимости, но т.к. они имеют низкую степень достоверности в последнее время К_зав принимают экспертно в довольно узком пределе от 0,9 до 0,98. Нижний предел принимается для объектов с повышенной вязкостью нефти и высокой проницаемостной неоднородностью продуктивного пласта.