Глава 2. Обоснование основных геолого-промысловых признаков, учитываемых при подсчете запасов и проектировании разработки

Для учета наиболее информативных из большого числа геолого-промысловых признаков на стадии окончании разведочных работ, вероятно, необходимо оценить информативность каждого из них на примере длительно разрабатываемых нефтяных место­рождений. Полученный опыт затем перенести на месторождения, вводимые в разработку. Метод аналогии широко применялся на­шими геологами ранее. Однако статистических обобщений сделано не было. Совершенно не изучалась степень различия объединен­ных для совместной эксплуатации продуктивных пластов по геолого-промысловым признакам, влияние степени этого различия на ре­зультаты их совместной разработки. Не оценивалась наиболее оптимальная величина степени этого различия при объединении пластов и получаемом при этом технологическом эффекте вслед­ствие их взаимовлияния (интерференции). Опыт разработки объ­единенных для совместной эксплуатации пластов показывает, что в результате взаимовлияния, вызванного их различием по геолого-промысловым признакам, дебит скважин, в которых произведено такое объединение, хотя и увеличивается, однако всегда меньше суммарного дебита из тех же пластов при раздельной (последова­тельной) их эксплуатации. Поэтому необходимо найти такие соотношения геолого-промысловых признаков смежных пластов, чтобы их взаимовлияние и уменьшение дебита нефти были минимальными.

Остановимся на характеристике основных геолого-промысловых признаков и их информативности соответственно при подсчете запасов и проектировании разработки.

2.1. Обоснование основных геолого- промысловых признаков, учитываемых при подсчете запасов нефти и газа

При подсчете запасов учитываются стратиграфическая приуроченность залежей, особенности их тектонического строения, гидрохимические и гидрогеологические показатели. Большая роль отводится взаимосвязи геостатического, геотектонического и пластового давлений в залежах, а также распределению пластовых температур. Немаловажное значение имеет изучение коллекторских пород, степени нефтегазонасыщенности, определение нижних (кондиционных) пределов коллекторских свойств, установ­ление положений водонефтяного и газоводяного контактов, построение карт поверхности этих контактов, определение значений эффективных толщин пластов, построение соответствующих карт, позволяющих установить границы распространения продуктивных коллекторов и рассчитать объемы залежи.

При подсчете запасов необходимо учитывать также физико-химические параметры нефти: плотность, вязкость, поверхностное натяжение на границе нефть — газ, нефть — вода в пластовых условиях, сжимаемость нефти и газа, давление насыщения, газовый фактор, растворимость газа в нефти, коэффициент усадки, объемный и пересчетный коэффициенты. Эти параметры определяются расчетным и экспериментальным способами. Первый заключается в нахождении необходимых параметров по эмпирическим графикам, построенным по большому количеству экспериментальных данных, второй основан на получении параметров, устанавливаемых при пластовых давлениях и температурах.

На заключительной стадии обработки геологических и геолого- промысловых материалов большая роль отводится обоснованию и оценке нефтеотдачи, зависящей от двух групп факторов [12].

К первой группе относятся свойства коллекторов, свойства нефти, геологические особенности и режим залежи, характеризующие природные особенности залежей, вторая группа определяется дополнительными методами воздействия на залежь в процессе ее разработки (закачка воды, газа, воздуха, углекислоты). С этих позиций коэффициент нефтеизвлечения определяется следующим соотношением:

η=k_охв k_вытk_з (2.1)

где k_охв — коэффициент охвата пласта процессом вытеснения; k_выт — коэф­фициент вытеснения нефти; k_з — коэффициент сетки скважин.

Методика расчета коэффициента нефтеотдачи довольно подробно описана в соответствующей литературе [12,14,16,25,28,33] .

Из всей массы геологических и геолого-промысловых признаков к непосредственно для самого процесса подсчета запасов отбираются наиболее информативные параметры, определяемые соответствующим методом подсчета запасов. Например, запасы нефти собственно объемным методом рассчитываются по формуле

Q_из=FH_эфmk_нθγη (2.2)

где Q_из — извлекаемые запасы нефти; F — площадь заложи; Н_эф — эффективная толщина залежи; m — открытая пористость; k_н— ко­эффициент нефтенасыщенности; θ — пересчетный коэффициент, γ— плотность нефти в стандартных условиях; η — коэффициент нефтеизвлечения.

Оценив точность определения подсчетных параметров, рассчи­тывают извлекаемые запасы нефти.

При подсчете запасов методом материального баланса прежде «всего устанавливается режим работы залежи, а затем изучаются изменения физических параметров углеводородов в зависимости от динамики поведения пластового давления в процессе разра­ботки.

Наиболее информативны следующие параметры: накопленная добыча нефти на дату подсчета при стандартных условиях, раство­римость газа в нефти, начальное и текущее пластовое давления, объемные коэффициенты нефти и газа при различных давлениях, средний газовый фактор, количество добытой и количество вошед­шей в пласт воды. После оценки точности каждого из параметров составляется уравнение материального баланса и подсчитываются запасы нефти.

При подсчете запасов нефти статистическим методом устанав­ливаются следующие параметры: среднемесячный дебит нефти по добывающим скважинам соответственно на предыдущую и после­дующую даты исследования, коэффициент падения дебита, мини­мальный рентабельный среднесуточный дебит нефти (зависит от качества нефти, технико-экономических показателей разработки), коэффициент эксплуатации, число добывающих и проектных сква­жин. В данном случае отмеченные параметры наиболее информа­тивны. После их определения запасы подсчитывают в соответствии с принятой методикой [12,15]. Кроме того, оценка извлекаемых запасов производится по статистическим зависимостям путем по­строения кривых дебит — накопленная добыча, дебит — время, разработанных М. И. Максимовым, И. Г. Пермяковым и др. [26,31].

Таким образом, при подсчете запасов наиболее информативны те параметры, которые либо входят в расчетные формулы, либо учитываются в соответствии с принятой методикой и схемой про­водимого процесса учета содержащихся в залежах запасов нефти.