Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

т =

^m^m•^m^...m^

(7.6

)

а также как средняя гармоническая величина:

(7.7)

1 /-и(1 / /и, + 1 / т^ +...+]/ от„

где TO}, w^,..., w„ - значения коэффициентов пористости по

скважинам.

При значительном количестве исходных данных

рассчитывается среднее арифметическое значение пористости, а при

малом количестве - среднее геометрическое или среднее

гармоническое.

При определении среднего значения коэффициента открытой

пористости необходимо оценить величину кондиционного предела

пород по пористости и исключить из анализа образцы интервалов,

характеризующиеся некондиционными значениями пористости.

Коэффициент нефтенасыщенности k^ устанавливают

лабораторным путем при исследовании кернов, отобранных в

специальных скважинах, где продуктивные отложения пройдены с

применением безводных (преимущественно известково-битумных)

промывочных растворов.

Это позволяет оценить истинное соотношение флюидов в порах

пород. Однако таких скважин недостаточно, поэтому в

нефтегазопромысловой практике чаще пользуются косвенными

методами определения коэффициентов нефтенасыщенности.

Достаточно подробно методика лабораторных и геофизических

методов определения нефтенасыщенности приведена в разделе 5.1.

Методы усреднения полученных значений нефтенасыщенности

аналогичны методам усреднения значений пористости.

-165-

Коэффициент нефтеотдачи является важнейшим подсчетным

параметром при оценке извлекаемых запасов. Как известно, одним из

важнейших факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи,

является режим пласта. При современной технологии разработки

большинство залежей разрабатывается с применением искус--

ственной системы заводнения, т.е. фактически режим работы для

всех залежей одинаков. Однако, как показывает опыт разработки,

величины текущей и конечной нефтеотдачи для различных залежей и

даже для различных блоков одной и той же залежи существенно

различны. Эти различия обусловлены огромным разнообразием

геолого-геофизических условий, в которых находятся залежи нефти.

Изменчивость геологических характеристик пласта количественно

принято выражать при помощи показателей неоднородности.

Конечный коэффициент нефтеотдачи ту характеризует

завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает,

какая доля начальных геологических запасов извлекается или может

быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела

экономической рентабельности.

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 /<о

= '"у в пластовых условиях используются для прогноза

• ^в

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+ С-|

менее 50 млн. т, рекомендуется использовать статистические

зависимости, полученные в результате обработки данных по

большому количеству месторождений, находящихся в различной ста-

дии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием

геологических особенностей залежей они подразделены на группы

по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.

-166-

Рис.32. График

зависимости проектных

коэффициентов

нефтеотдачи h от соотно-

шения вязкостей нефти и

воды '"" для

/'в

сравнительно однородных

терригенных по-ровых

коллекторов с различной

проницаемостью,

разрабатываемых при

водонапорном режиме.

Шифр линий -

проницаемость Ю-чЭм

О 5 Ю 15 SOJU^

Рис.33. График

зависимости проектных

коэффициентов

нефтеотдачи от

соотношения вязкостей

нефти и воды для

неоднородных

терригеиных поровых

коллекторов с

различной

проницаемостью, при

водонапорном режиме.

Шифр линий - прони-

цаемость Ю"

По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных

коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неодно-

родности коллекторов - в сравнительно однородных и в неодно-

родных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффи-

циентом 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'

: 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"

: 20-50; 50-100; более

100.

Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным

залежам рекомендуется использовать графические зависимости,

представленные на рис.32, 33, 34.

167-

Рис.34. График

зависимости проектных

коэффициентов

нефтеотдачи от

соотношения вязкостей

нефти и воды для

карбонатных поровых

коллекторов с различной

проницаемостью,

разрабатываемых при

водонапорном режиме (по

«Временному мето-

дическому руководству»

/9/. Шифр линий -

проницаемость, Ю-

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

-15 2

100-10 м ) 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.

Прогноз текущей и конечной нефтеотдачи с использованием

комплексных показателей неоднородности.

Авторами изложенной выше методики на основании обобщения

большого геологического материала показано, что при одних и тех же

вязкости нефти и проницаемости пласта величина конечной

нефтеотдачи существенно зависит от неоднородности пласта, чем и

объясняется неоднозначность ее прогноза. Для исключения этого

недостатка созданы геологопромысловые модели с использованием

комплексных показателей неоднородности для объектов III и IV

иерархических уровней.

Применение /Сцеод

качестве обобщенной геолого-физической

характеристики объекта разработки при прогнозе конечной

нефтеотдачи регламентировано РД 39-1-199-79 . Используя /Сцеод

в качестве обобщенной геолого-физической характеристики и

используя данные о текущей и конечной нефтеотдаче объектов,

находящихся в поздней стадии разработки, с помощью

-168-

ниlд

шп

Рис.35. Пример графо-аналитического выражения простейшей

геологопромысловой адаптационной модели для прогноза текущей и

конечной нефтеотдачи. Шифр кривых - обводненность продукции, %

регрессионного анализа получены простые статистические модели,

позволяющие прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачу при

различной обводненности продукции в случае вытеснения нефти

водой.

Аналитическое выражение модели:

(7.8)

где Ay (t) - свободный член линейного уравнения в

фиксированный момент времени; B(t) - коэффициент при геолого-

технологических параметрах на фиксированный момент времени;