К оглавлению журнала

УДК 622.276:552.578.2.061.4(470.56)

© H.П. Заикин, А.И. Лобов, А.В. Кончиц, 1990

Оценка предельно-рентабельной эффективной емкости нефтяного пласта

По комплексу геолого-физических и технико-экономических данных для условий Белоруссии.

Н.П. ЗАИКИН, А.И. ЛОБОВ (БелНИГРИ), А.В. КОНЧИЦ (УкргипроНИИнефть)

Достоверная оценка предельно-рентабельной эффективной емкости нефтяного пласта имеет важное значение для решения многих практических задач на всех стадиях разведки и разработки месторождений. Под предельно-рентабельной эффективной емкостью пласта-коллектора, или нижним пределом емкости, понимается такая величина его фильтрационной емкости, при которой фазовая проницаемость флюида обеспечивает минимально-рентабельный дебит скважины при достигнутых прогрессивных технико-экономических показателях нефтеизвлечения.

Из-за чрезвычайно сложной микроструктуры продуктивного пласта, наличия каверн, пор, трещин в оценке его нижних пределов эффективной емкости пока нет удовлетворительного теоретического решения [1]. Прямые лабораторные методы оценки этого показателя характеризуют только матричную, меньшую по распространению, емкость, а каверно-трещинная ввиду слабого выноса керна на поверхность и несовершенства лабораторных методов практически почти не исследуется. В связи с этим все большее применение находят косвенные, статистические методы изучения связей ФЕС с геофизическими и геолого-промысловыми параметрами. В частности, для условий Припятской НГО в последнее время разработан и применяется метод оценки нижнего предела эффективной емкости пласта по “кумулятивным” кривым зависимости этого параметра от водосодержания и глинистости, определяемых по нормализованным кривым НГК, ГК, МБК. При этом строятся частотные полигоны распределения двух областей приточных и неприточных объектов. Пересечение этих областей по “оси симметрии” полигонов и определяет величину нижнего предела емкости исследуемого пласта. Недостатками этого метода являются качественный характер и альтернативность оценки притока флюида в скважину без учета степени кольматации пласта и технико-экономических факторов разведки и разработки месторождений.

В связи с этим, на основе накопленной геолого-промысловой и технико-экономической информации произведена попытка комплексного, интегрального ее учета при оценке как предельно-рентабельной эффективной емкости нефтяного пласта, так и его продуктивности и нефтеотдающей способности.

Ранее, на основе многофакторного, дискриминантного корреляционного анализа был выведен безразмерный комплексный параметр (Б) продуктивности нефтяного пласта [3]. Он интегрально учитывает основные геолого-физические свойства пласта и флюида: эффективную емкость, проницаемость, пластовые температуру и давление, газонасыщенность, объемный коэффициент, вязкость флюида, плотность нефти, расчлененность пласта, температуру насыщения нефти асфальтено-смолистыми фракциями, парафино- и смолосодержание. Влияние перечисленных свойств на комплексный параметр Б резко дифференцировано и количественно определяется составными уравнениями регрессии, среднеарифметическая сумма которых и представляет параметр Б.

По рассчитанным значениям параметра все нефтяные пласты четко ранжируются на пять типов: сверхпродуктивный (Б<=1), высокопродуктивный (Б=1,01–2), продуктивный (Б=2,01–3), низкопродуктивный (Б= 3,01 –4), предельно-продуктивный (Б>4).

Комплексный параметр продуктивности Б тесно (коэффициент корреляции 0,67–0,79) связан с важнейшими характеристиками (удельной нефтепродуктивностью П и оптимальным нефтеизвлечением Нопт), следующими уравнениями регрессии:

lgП=2-Б, (1)

Нопт=0,705-0,141Б. (2)

Очевидно, что уравнение (1) справедливо и для случая предельно-рентабельной удельной продуктивности пласта Ппр:

Ппр=Дпр/hэpоkи. (3)

где Дпр – предельно-рентабельный вводный дебит нефти, мэ/сут; hэ – эффективная толщина пласта, м; po – оптимальная пластовая депрессия, МПа; kи– коэффициент использования продуктивных ресурсов пласта, адекватно соотносимый с коэффициентом работающей его толщины.

На основе технико-экономического анализа разработки всех нефтяных месторождений БССР, предельно-рентабельный вводный дебит нефти (при текущих отраслевых удельных замыкающих затратах 60 руб. за тонну) зависит от глубины скважины Я [4]:

Дпр= (1,57+0,67 H) kз/r, (4)

где H – глубина скважины, км; kз – коэффициент замыкающих затрат, относительно базовых удельных (60 руб/т); r – плотность дегазированной нефти, т/м3.

По отечественным и зарубежным прогнозам на 1990–2005 гг. намечается вторая волна роста мировых цен на нефть. В соответствии с этим прогнозный отраслевой норматив удельных замыкающих затрат, по данным ВИЭМС, ВНИИОЭНГ, может составить от 90 до 120 руб/т, a kз изменится в пределах 0,67–0,50.

На стадии освоения пласта оптимальная пластовая депрессия для большинства нефтяных месторождений БССР составляет 13 МПа, а коэффициент использования продуктивных ресурсов пласта не превышает 0,5 в связи с частичной кольматацией каверно-трещинной емкости [2].

При фиксированных, детерминированных значениях свойств, входящих в общее регрессионное уравнение при определении параметра Б, эффективная емкость пласта Е и проницаемость k определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Интегральный параметр ФЕС В выражается через эффективную емкость уравнениями соответственно для карбонатного и терригенного пластов:

В=0,16Е2–4,4Е+30, (5)

В=0,04Е2-2,6Е+42. (6)

Из баланса регрессионных уравнений параметр предельно-рентабельных ФЕС девонских продуктивных пластов БССР составляет [3]:

Впр=12 (Бпр-Б)+В. (7)

Отсюда определяется предельно-рентабельная емкость (%) для карбонатного и терригенного пластов соответственно:

Этот метод был апробирован на 78 нефтяных залежах БССР. По 32 из них рассчитанные значения Епр довольно доверительно легли на кривую зависимости Епр от вязкости пластовой жидкости m с коэффициентом корреляции 0,94. На рисунке же видно, что соответствующие значения Епр, определенные по ГИС, дали неудовлетворительное распределение. Расхождение в значениях Епр по двум методам тем больше, чем меньше вязкость пластовой нефти. При вязкости флюида 10 мПа·с и более оба метода дают хорошую сходимость.

Ниже приведена оценка предельно-рентабельной емкости пласта по 32 залежам (в скобках даны средние значения):

Глубина пласта, км

1,8 – 4,6 (3,1)

Эффективная толщина, м

3,4 – 39,3 (15,2)

Плотность нефти, т/м3

0,814–0,974 (0,833)

Вязкость нефти, мПа·с

0,5 – 22 (3,6)

Депрессия оптимальная, МПа

0,8 – 25,2 (13)

Емкость пласта, тип порово-трещинно-каверновый, %

4,4 – 9,7 (6,7)

Предельно-рентабельная емкость пласта, рассчитанная по уравнениям регрессии, %

2,4–5,1 (3,9)

Предельно-рентабельная емкость пласта, определенная по ГИС, %

3,8–5,8 (4,8)

Предельно-рентабельная проницаемость пласта, 10-3 мкм2

0,9–9,1 (3,6)

Все эти залежи являются низкопродуктивными по типу (Б=3–4), что и объясняет хорошее граничное распределение Епр по кривой зависимости Епр от m. По другим залежам, более высокого по продуктивности типа, вычисленные значения Епр, естественно, оказались ниже кривой распределения и на рисунке они не показаны. Такое положение объясняется повышенными (более 30 м) эффективными толщинами пласта этого типа, т. е. рентабельные дебиты нефти в скважинах могут быть получены и при более низких значениях Епр, что вполне логично.

Для оперативного определения Епр выведены следующие уравнения регрессии для карбонатного и терригенного пластов соответственно:

Определив Епр пласта и используя регрессионное уравнение связи этого параметра с эффективной проницаемостью, можно оценить и предельно-рентабельное значение проницаемости Kпр по следующим зависимостям для карбонатного и терригенного пластов соответственно:

Зависимости (12) и (13) являются приближенными из-за сложного характера фильтрационного обмена между каверно-трещинной и поровой, матричной емкостью карбонатного пласта. Многолетняя практика освоения нефтяного пласта в БССР показала, что прогрессивная технология этого процесса способствует резкому повышению коэффициента использования продуктивных ресурсов пласта и, следовательно, снижению нижнего предела эффективной емкости. В итоге, повышается гидродинамически активный объем балансовых запасов нефти.

Анализ полученных результатов показал, что недооценка такого показателя как предельно-рентабельная емкость пласта приводит в большинстве случаев к необоснованному занижению балансовых запасов нефти. С учетом прогнозируемой экономической конъюнктуры эта тенденция будет усугубляться. Разработанная методика оценки предельно-рентабельной эффективной емкости и проницаемости пласта обобщает многолетний опыт разведки, разработки нефтяных месторождений БССР при всестороннем учете геолого-физических, технико-экономических факторов и может быть рекомендована для решения многих практических задач, связанных с более достоверной оценкой промышленных кондиций месторождений, особенно на начальных этапах их освоения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа.– М.: Недра.– 1976.
  2. Выбор рационального режима опробования карбонатных коллекторов / А.И. Завгородний, Н.Л. Лобова, А.И. Лобов, и др. // Нефтяное хозяйство.– 1988.– № 7.– С. 24–29.
  3. Заикин Н.П., Харчиков П.К., Заикина Е.Н. Оценка продуктивности нефтеотдачи пласта по комплексу геолого-промысловых факторов.– Минск.– Изд-е БелНИГРИ.– 1986.
  4. Нормативы предельно-рентабельных технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений Белоруссии / Н.П. Заикин, З.А. Куркина, З.П. Филиппова и др. // Нефтяное хозяйство.– 1988.– № 12.– С. 9–11.

Abstract

This paper presents the procedures for evaluating the marginally profitable capacity of oil reservoir on the basis of integrated geological-physical and feasibility study data with special emphasis on oil fields of the BSSR.

Зависимость предельно-рентабельной емкости пласта от вязкости пластовой нефти по месторождениям БССР.

Значения Епр: 1 – по данным ГИС, 2 – по комплексу геолого-экономических данных
Сайт создан в системе uCoz