3.16 Исследование изменения пористости и проницаемости во

времени и использование результатов в расчетах запасов

Постановка задачи исследования и методика расчета текущих, балансовых

и извлекаемых запасов нефти

В последние годы методика расчета начальных балансовых и текущих запасов претерпела значительные изменения, заключаю­щиеся в углублении и повышении достоверности определения па­раметров, формирующих модель расчета. В этой области плодо­творно работали и работают такие известные исследователи, как В.Х. Ахияров, Б.М. Орлинский, Д.В. Булыгин, Б.Ю. Венделыптейн, Р.А. Резванов, Я.Н. Басин, В.А. Новгородов, В.И. Петерсилье, А.Я.Фурсов, В.А.Бадьянов, Э.М. Халимов и многие другие.

Надо отметить, что основной остается методика определения запасов нефти объемным методом, согласно которой формула на­чальных балансовых запасов EMBED Equation.3 имеет вид

EMBED Equation.3 ^(3.36)

где F - площадь нефтеносности залежи (участка); h_{H эф} - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; т - открытая по­ристость; EMBED Equation.3 - начальная нефтенасыщенность; р_н - плотность неф­ти; β - пересчетный коэффициент. Все это - параметры модели расчета запасов, принятые по ранее используемым методикам.

Начальные извлекаемые запасы EMBED Equation.3 - это часть начальных ба­лансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из пласта

EMBED Equation.3 = EMBED Equation.3 EMBED Equation.3 , (3.37)

где EMBED Equation.3 - коэффициент нефтеизвлечения.

Остаточные запасы (балансовые или извлекаемые) представ­ляют собой разницу между начальными запасами Q^нач и величиной добытой с этой залежи (участка) нефти Q_Н, т. е. (Q^нач - Q_H).

Остаточные извлекаемые запасы залежи (участка) являются суммой остаточных извлекаемых запасов всех скважин этой зале­жи (участка)0

EMBED Equation.3 (3.38)

где EMBED Equation.3 - уточненная эффективная нефтенасыщенная тол­щина, пористость и начальная нефтенасыщенность i-тых скважин, соответственно; EMBED Equation.3 - уточненная плотность нефти, пере­счетный коэффициент и коэффициент нефтеизвлечения соответст­венно; EMBED Equation.3 - накопленная добыча нефти по скважинам; EMBED Equation.3 -уточненная площадь дренирования i-x скважин.

Однако, как будет показано ниже, многие параметры, входя­щие в уравнения (3.36) и (3.38), в последние годы претерпели суще­ственные изменения в методиках их определения.

Наибольшая дискуссия в последние годы происходит вокруг оценки достоверности базы данных ГИС, ГДИС и показателей ис­тории разработки месторождения: дебиты, обводненность, давле­ние, физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллектор-ские свойства нефтенасыщенных пород. Как отмечают В.З. Лапидус (ИНПЕТРО), Б.Т. Баишев (ВНИИнефть), М.М. Мак­симов (ВНИИнефть), О.П.Иоффе (ВНИИнефть), В.Д.Лысенко (РИТЭК), Ю.Е. Батурин (СургутНИПИнефть), нельзя полностью доверять той информации, которая формируется в начале разра­ботки, без детального обследования изменения данных во времени в процессе эксплуатации залежи. Или, другими словами, когда ме­сторождение на поздней стадии распалось на отдельные участки, зоны, тупики, линзы, их надо уточнять хотя бы по истории разра­ботки. Расчет остаточных запасов и оценку степени выработанно-сти объекта следует производить по уточненным параметрам.

Так, например, исследованиями С.А. Блинова установлено, что при петрофизических исследованиях при определении началь­ной пористости нефтенасыщенных кернов по существующей мето­дике путем горячей экстракции пористой нефтенасыщенной среды из керна вымываются карбено-карбоидные компоненты геолого-генетического происхождения, что вносит завышение пористости до 2 % порового объема при пористости 24...26 %, а при пористо­сти 6...8 % завышение объема может составить до 15 % от резуль­татов холодной экстракции. Для оценки влияния результатов определения коллекторских свойств образцов после холодной и горячей экстракции на точность подсчета балансовых запасов С.А. Блинов предложил следующую формулу

EMBED Equation.3 (3.39)

где EMBED Equation.3 - пористость и коэффициент начальной нефтенасы-щенности после горячей экстракции, доли единицы; EMBED Equation.3 -пористость и коэффициент начальной нефтенасыщенности образ­цов после холодной экстракции, доли единицы.

Надо отметить, что к таким выводам С.А. Блинов пришел на основе литературных источников и собственных исследований, в результате чего была создана усовершенствованная методика оп­ределения пористости, нефтенасыщенности и водонасыщенности.

Одновременно в работе С.А. Блинова было исследовано и из­менение остаточной водонасыщенности керна в выражении

S_H=100-S_OB, % (3.40)

где S_ов - коэффициент остаточной водонасыщенности, %.

Определение остаточной во­донасыщенности керна разными авторами трактуется также неод­нозначно. В связи с этим полученные экспериментальным путем данные по выражению (3.5) следует считать более достоверными.

С.А. Блиновым показано, что "при стандартной подготовке образцов происходит уменьшение их коэффициента остаточной водонасыщенности по сравнению с образцами после холодной экс­тракции на 0,5... 1 пунктов". В целом, анализируя эти исследова­ния, отметим, что они достаточно близко согласуются и с данными И.Л. Мархасина и его учеников, а также других работ. По­этому этот факт необходимо учитывать при построении геофизи­ческих палеток и при интерпретации геофизической информации.

А как обстоит эта проблема в условиях реальных скважин? Ответ может быть получен, если будет проведен анализ результа­тов изменения показаний приборов геофизических исследований (ГИС) и гидродинамических исследований (ГДИС) скважин во времени на конкретном объекте. Суть анализа сводится к опреде­лению пористости по данным ГИС, в виде интерпретационных па­раметров m_НГК, m_АК, m_ГК при типизированной литологии и струк­туре порового пространства (НТК, АК и ГК - нейтронный, акусти­ческий и гамма-каротаж соответственно) в сопоставлении с дан­ными ГДИС во времени. Отметим сразу, что в данном разделе речь пойдет не о методиках геофизических измерений и параметрах ис­пользуемых для этого станций, а о результатах анализа геофизиче­ской информации, полученной на объекте различными видами ис­следований.

На основании анализа результатов исследований принято, что для терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения фак­тические коэффициенты пористости могут быть ранжированы в сторону занижения при определении в лабораторных условиях в режиме горячей экстракции, как и делалось для всех месторожде­ний, в интервале 18...22% на 0,6...0,8 пункта; в интервале 22...28 % - на 0,4...0,6 пункта. После уточнения начальных значе­ний т исследование согласованности при определении т разными приборами и методами также является важным.

Если выражение (3.39) и позволяет вычислить завышение на­чальной пористости и водонасыщенности нефтенасыщенного кер­на, то оценить влияние суффозии, кольматации, биозаражения, мехпримесей и разрушения структуры порового пространства от техногенного воздействия по отдельным направлениям их влияния, например, на пористость представляет определенные трудности. Поэтому более реальным представляется изучение изменения по­ристости от техногенного фактора проводить путем сопоставления осредненного изменения данных ГИС и ГДИС во времени, пред­полагая, что отклонения в определении начальной пористости и нефтенасыщенности имелись во всех видах ГИС (НТК, АК, ГК) и ГДИС, а изменения во времени в показаниях ГИС и ГДИС по от­дельным направлениям были вызваны за счет техногенного воз­действия. Или, иными словами, уточненная пористость может быть представлена в следующем виде

m^y=m_нач.[1-( Δm_x ±Δm_тех.)], (3.41)

где Ат_х - различие доли пористости от вида экстракции; кт^х -различие доли пористости от техногенного воздействия. Надо от­метить, что AWrex может быть как с плюсом, так и с минусом. На­пример, по преобладанию влияния мехпримесей, биозаражения и растворов химреагентов, абсолютной величины и градиентов дав­ления и обводненности продукции скважин на структуру порового пространства.

Учет повышения точности определения эффективной нефтена-сыщенной толщины и площади дренирования в таком случае будет определяться через средневзвешенный нефтенасыщенный объем по выражению

V_H= EMBED Equation.3 ∙ EMBED Equation.3 (3.42)

который и дальнейшем необходимо учитывать при построении карт остаточных нефтенасыщенных толщин.

Модель неизотермической фильтрации

В практике разработки нефтяных и газонефтяных месторожде­ний тепловое воздействие используется на пласт для понижения вязкости нефти и соответствующего увеличения коэффициента ох­вата при вытеснении нефти рабочими агентами. В подобных случа­ях для описания пластовых процессов следует использовать модель неизотермической фильтрации. Неизотермические фильтрационные модели являются расширением более простых изотермических мо­делей; их отличительной чертой является расчет динамики трех­мерного поля температуры. Модели неизотермической фильтрации предназначены для математического моделирования описанных выше в предыдущих параграфах и иных процессов в пласте с уче­том температуры при использовании следующих технологий:

• закачка горячей воды;

• закачка пара;

• закачка воды с температурой значительно ниже пластовой при высоковязкой нефти в пласте порядка 100 мПа∙с;

• внутрипластовое горение (или окисление).

Основное отличие описания данных процессов от рассмотрен­ных выше моделей — введение и решение дополнительного урав­нения — уравнения сохранения энергии. Данное уравнение исполь­зуется для нахождения температуры в пласте.

В зависимости от температуры изменяются данные PVT. Учет этих изменений выполняется с помощью различных уравнений.

В упрощенных постановках учитывают влияние температуры лишь на вязкость, пренебрегая ее влиянием на капиллярное давле­ние, термическое расширение, структурные свойства и т. д.

Важным моментом является выбор метода учета теплообмена с окружающей средой с использованием формулы Доверье.

Тепловые методы хорошо сочетаются с широко применяемым методом заводнения при разработке месторождений. Математиче­ская модель трехфазной неизотермической фильтрации при закачке горячей воды является развитием модели трехфазной изотермиче­ской фильтрации.