Использование проницаемости пласта и вязкости нефти при прогнозе конечной нефтеотдачи

При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщенной геолого-физической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчетах фильтрации. Коэффициент проницаемости и относительная вязкость нефти μ₀=μ_н/μ_в в пластовых условиях используются для прогноза конечной нефтеотдачи в разработанном М.Н. Кочетовым и др. "Временном методическом руководстве по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ". Согласно этому руководству методика определения нефтеотдачи учитывает характер коллекторов и насыщающих флюидов, режим работы и величину запасов залежей.

По нефтяным залежам, характеризующимся водонапорным режимом и начальными балансовыми запасами нефти категорий А+В+С₁ менее 50 млн. тонн рекомендуется использовать статистические зависимости, полученные в результате обработки данных по большому количеству месторождений, находящихся в различной стадии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.

График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи η от соотношения вязкостей нефти и воды μ_н/μ_в для сравнительно однородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме. Шифр линий - проницаемость 10^-15 м² (рис. 3.3).

График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для неоднородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, при водонапорном режиме Шифр линий - проницаемость 10^-15 м² (рис. 3.4).

График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для карбонатных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме Шифр линий -проницаемость, 10^-15 м² (рис. 3.5).

Рис. 3.3 - График-зависимость однородных терригенных поровых коллекторов	Рис. 3.4 - График - зависимость неоднородных терригенных поровых коллекторов	Рис. 3.5 - График - зависимость карбонатных поровых коллекторов

По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неоднородности коллекторов - в сравнительно однородных и в неоднородных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффициентом песчанистости более 0,75, коэффициентом расчлененности менее 2,1 и числом характерных прослоев более трех; карбонатные коллекторы по степени неоднородности отнесены к неоднородным.

По проницаемости для терригенных коллекторов выделены группы залежей, входящих в пределы проницаемости, 10^-15 м²: 20-50; 50-100; 100-300; 300-800; более 800. Для карбонатных коллекторов ввиду ограниченности исходных данных залежи разделены по группам, входящим в интервалы проницаемости, 10^-15 м²: 20-50; 50-100: более 100.

Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным залежам рекомендуется использовать графические зависимости, представленные на рис. 3.3 - 3.5

Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако, как и любые корреляционные зависимости, они являются приближенными и характеризуются определенной погрешностью. При этом следует иметь в виду, что наиболее надежные результаты дают левые и центральные части кривых, менее надежные - правые, проведенные условно по аналогии с другими графиками.

При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости (например, для проницаемости 50 и 100 10^-15 м²) следует брать отсчеты по обеим зависимостям и значение нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчетов. При определении коэффициентов нефтеотдачи по данным графикам следует пользоваться только приведенными на них кривыми, не прибегая к их интерполяции и экстраполяции. Метод интерполяции между приведенными кривыми исключается ввиду того, что эти кривые показывают зависимость величины нефтеотдачи от соотношений вязкостей нефти и воды не для какого-то отдельного значения проницаемости, а для ее интервалов. Метод экстраполяции предлагаемых кривых не рекомендуется ввиду того, что область больших соотношений вязкостей нефти и воды не подтверждена фактическими данными зависимости между указанными параметрами, и характер этой зависимости в данной области может быть иным, чем в области меньших соотношений вязкостей нефти и воды.

Плотность нефти определяют в стандартных условиях (в лаборатории). Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.

Пересчетный коэффициент θ или величину обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем.

Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризу­ющих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и др.). Есть и другие обстоятельства (например, воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущими и накопленными отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленными отборами нефти и т.п.

Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.

Применение метода материального баланса может осложниться вследствие неравномерного распределения пластовых давлений в связи с литолого-физической неоднородностью пласта. Тогда более эффективен статистический метод.

При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи, статистический - в тех случаях, когда имеются данные продолжительной эксплуатации, материального баланса - также при наличии данных, получаемых в процессе более или менее длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий (С₁, С₂) подсчитывают объемным методом.

Контрольные вопросы по теме 3

1. В чем отличие запасов от ресурсов?

2. Что такое геологические запасы?

3. Как определить проектный коэффициент извлечения нефти?

4. В каких случаях производят пересчет запасов нефти?

5. Какой документ является основным графическим документом при подсчете запасов?

6. Назовите основные методы подсчета запасов нефти?

7. Что такое запасы категории С₁ и С₂?

8. В чем отличие категорий запасов нефти А и В?

9. Что такое пересчетный коэффициент, для чего его применяют?

10. Какие существуют методы подсчета запасов?

11. Как определить площадь нефтеносности?

12. Что такое извлекаемые запасы?

13. Какие существуют этапы и стадии геолого­разведочного процесса?

14. Дайте характеристику ресурсам.

15.