А.Г. Шашель (АООТ "Самаранефтегаз"), В.И. Колганов (Гипровостокнефть)

Прерывистость нефтяных пластов является главным фактором, определяющим зависимость конечного коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин. Как известно, концепция прерывистости предложена в 50-е гг. акад. А.П. Крыловым. В 60-х гг. под руководством Ю.П. Борисова выполнен большой объем исследований прерывистости терригенных пластов Урало-Поволжья. Для ее количественной оценки разработано два метода – карт распространения и профильный.

Поскольку определение прерывистости конкретных пластов по промысловым данным довольно трудоемкий процесс, были предложены упрощенные методы ее оценки по косвенным признакам. В применяемых косвенных методах в качестве основного показателя прерывистости неоднородности чаще всего используется коэффициент песчанистости К_п.

Во ВНИИнефти используется полученная по данным изучения терригенных коллекторов Урало-Поволжья [4] эмпирическая корреляционная зависимость между коэффициентами непрерывности Я (доля непрерывной части пласта) и песчанистости К_п, которую можно записать как l = f(K_n).

Для карбонатных коллекторов подобная эмпирическая зависимость l= f(K_п) приводилась в рекомендациях [3].

При конкретном проектировании в Гипровостокнефти применяется зависимость l = f (K_s,d), где K_s - коэффициент площадного распространения коллекторов; d - линейный размер элемента модели [2].

Данная зависимость получена в результате статистического моделирования процесса вытеснения на однослойной модели пласта, составленной из проницаемых и непроницаемых квадратных элементов. На практике вместо K_s используется К_п, а указанная зависимость применяется как для терригенных, так и карбонатных пластов. Ввод в эмпирическую зависимость параметра d позволяет увязывать значения l с плотностью сетки скважин, что трудно сделать по методике ВНИИнефти.

Аналогичная теоретическая модель пласта, состоящая из набора прямоугольных проницаемых и непроницаемых элементов, реализована в ТатНИПИнефти, но в ней параметром, определяющим прерывистость, считается коэффициент расчлененности К_р [1].

Преимущество косвенных методов – сравнительная простота определения параметров К_п и К_р, которые могут быть вычислены по небольшому числу пробуренных скважин. Это позволяет проводить прогнозную оценку прерывистости коллекторов на предпроектной стадии. После выявления корреляционных связей типа l = f (К_п) исследования прерывистости по конкретным месторождениям практически прекратились. Между тем опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что используемые косвенные методы нередко дают завышенные оценки прерывистости, что в свою очередь приводит к завышению проектного фонда добывающих скважин.

В связи с этим целесообразно вновь вернуться к изучению прерывистости по конкретным объектам, чтобы в последующем на основе дополнительной информации внести необходимые коррективы в применяемые методы обоснования оптимальных сеток скважин для различных типов коллекторов и неоднородности геологического строения природных резервуаров нефти. В первую очередь это касается карбонатных пластов, особенно сложных для разработки.

В качестве объекта изучения был выбран карбонатный пласт А₄ башкирского яруса среднего карбона на Ильменевском месторождении, находящемся в юго-восточной части Самарской области. Прерывистость пласта исследовалась профильным методом.

Небольшая по размерам нефтяная залежь пласта А₄ с начальным ВНК на абсолютной отметке -1613 м и этажом нефтеносности 30 м относится к залежам массивного типа (рис. 1). В зоне максимальных нефтенасыщенных толщин пласт расчленен прослоями непроницаемых пород на восемь слоев коллектора (рис. 2). Хорошо выдержанный заглинизированный прослой между IV и V слоями коллектора можно принять в качестве репера, который делит разрез пласта на верхнюю и нижнюю пачки. В верхней пачке сосредоточено 80 % начальных балансовых запасов нефти залежи.

Маломощный I слой коллектора прерывист, развит в основном в периферийной зоне структурного поднятия, в сводовой части структуры он выклинивается. Остальные слои коллектора четко трассируются на всей площади поднятия, но в той или иной мере прерывисты вследствие полного или частичного замещения коллектора неколлектором. Полное замещение пористых известняков плотными выявлено в III слое коллектора в точках его пересечения скв. 24, 26, 28 и 33, в IV слое – скв. 20, 22, 28 и 38. Неполное замещение коллектора неколлектором определяет частичную прерывистость слоев вследствие изменения их толщин при появлении или исчезновении интервалов уплотненных карбонатов в кровле или подошве каждого слоя.

Прерывистость верхней пачки пласта (I-IV слои коллектора) исследована детально. Для пары скважин, расположенных на различных расстояниях друг от друга, поочередно строилась схематизированная геологическая профильная часть пласта и вычислялись коэффициенты геологической l_о и заводненной непрерывности l_з. При вычислении l_о и l_з принято, что в профильном сечении между рассматриваемой парой площадь слоя по толщине равновелика площади проекции объема этого слоя.

В качестве примера рассмотрим геологическую модель верхней пачки пласта в профиле скв. 32–39, содержащей четыре слоя коллектора, из которых один слой прерывается, остальные геологически непрерывны, но имеют в точках пересечения пласта скважинами разные толщины (рис. 3).

Коэффициент геологической непрерывности l_о равен отношению объема непрерывных слоев коллектора к суммарному объему непрерывных и прерывающихся слоев в профильном сечении. В частности, для модели на рис. 3 его значение можно вычислить по формуле

где V - объем слоя коллектора в профильном сечении.

V = 0,5 lh, (2)

V = lh, (3)

V_a = lh_a, (4)

V₆ = 0,5 lh_б , (5)

где l - расстояние между скважинами; h - толщина слоя или составляющих его компонент а и б.

При подстановке исходных данных в формулу (1) получаем l_о = 0,952.

Если в профильном сечении слоя с изменяющейся толщиной происходит вытеснение нефти водой, то есть основание полагать, что примыкающая к непрерывному интервалу а выклинивающаяся часть слоя коллектора б будет заводняться (охватываться процессом вытеснения) не полностью из-за образования тупиковых и застойных зон. Это обстоятельство можно учесть коэффициентом выклинивания К_вык, значение которого по оценкам [5] может составить 0,50-0,75. Получаемый при этом показатель непрерывности можно назвать коэффициентом заводняемой непрерывности l_з.

Для модели на рис. 3 l при К_вык = 0,75 можно вычислить по формуле

При подстановке исходных данных в формулу (6) получим l_з = 0,883.

По специально составленной компьютерной программе рассчитывались l_о и l_з для 210 профильных сечений с расстоянием между парами скважин от 70 до 1400 м. Получен широкий диапазон разброса значений l_о и l_з, однако по усредненным данным четко проявилась тенденция снижения значений коэффициентов непрерывности с увеличением расстояния между скважинами (рис. 4). Согласно зависимости l = f (l) для средней плотности сетки добывающих скважин по пласту А₄, равной по общей площади нефтеносности залежи 42,7 га/скв. (l = 650 м), l составляет 0,82 при К_п = 0,47.

При утверждении в 1994 г. ГКЗ России запасов нефти Ильменевского месторождения коэффициент конечного извлечения нефти b по пласту А₄ и слагающие его элементы при К_п = 0,51 были приняты равными:

b_в=b_вb_ох.вытb_ох.зав=0,730*0,727*0,955=0,507,
где b_в - коэффициент вытеснения; b_ох.выт - коэффициент охвата вытеснением; b_ох.зав ~ коэффициент охвата заводнением непрерывной части пласта.

Как можно видеть, косвенная методика, использованная при обосновании коэффициента извлечения нефти [3], по сравнению с прямым методом дала более высокую оценку прерывистости коллекторов. Вместе с тем анализ геолого-геофизической характеристики пласта А₄ и истории его разработки при естественном водонапорном режиме показал, что проницаемостная неоднородность непрерывной части коллектора может быть существенно выше, чем это следует из сложившихся представлений о фильтрационно-емкостных свойствах карбонатных коллекторов башкирского яруса.

Необходимо также отметить, что получаемые прямым методом оценки А могут существенно зависеть, особенно для карбонатных пластов, от принятого значения нижнего предела пористости m_{н п}. Полученные зависимости l = f (1) определены по толщинам слоев коллектора, принятым при пересчете запасов нефти при m_н.п = 9,4 %. По 140 образцам керна из пласта А₄ установлена статистическая связь между пористостью m и проницаемостью К_пр с коэффициентом корреляции r = 0,81:

m = 5,233 lgK_пр + 23,856. (7)

Согласно этому уравнению нижний предел пористости m_{н п} = 9,4 % соответствует нижнему пределу проницаемости К_{н пр} = 1,73·10^-3 мкм². Если уменьшить К_{н пр} до 0,1 ·10^-3 мкм² (как это часто принимается для карбонатных коллекторов), то m_{н п} снизится до 2,9 %, а это может существенно изменить долю непрерывного коллектора за счет перехода части пород из категории неколлектор в категорию коллектор.

В итоге проведенных исследований показано, что прерывистость пласта А₄ башкирского яруса среднего карбона на Ильменевском месторождении при обосновании коэффициента извлечения нефти по данным прямых определений профильным методом оказалась заметно ниже прерывистости, полученной косвенным методом по К_п.

1. 1 Дияшев Р.Н., Шавлиев A.M., Залитов К.С. Исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин с учетом временного и технологического факторов // Нефт хоз-во. - 1995. - № 2. - С.43-49.
2. Ковалев B.C., Житомирский В.М. Исследование влияния прерывистости пласта на показатели его разработки и конечную нефтеотдачу // Нефт. хоз-во. - 1978. - № 8. - С.27-30.
3. Методика обоснования коэффициента охвата карбонатных пластов-коллекторов вытеснением в связи с оценкой нефтеотдачи / А.С. Пантелеев, Е.С. Гришин, М.В. Кувандыков и др. // Нефтеносность Северо-Восточного обрамления Прикаспийской впадины: Тр. ВНИГНИ. - М., 1988. - С.132-139.
4. 4 Оптимизация плотности сетки скважин с целью повышения эффективности разработки нефтяных месторождений / П.Д. Алексеев, В.Е. Гавура, В.З. Лапидус и др. -М.. Центр "Светоч", 1993.
5. George C.J., Stiles L.H. Improved Techniques for Evaluating Carbonate Waterfloods in West Texas // JPT. - 1978, Nov - P. 1547-1554.

Presently, in designing oil field development the indirect methods of evaluating oil formation discontinuity by sandy factor are mainly used. However, results of the Ilmenevsk field investigation as well as experience on other fields development showed that these indirect methods often provide higher estimates that in its turn may lead to the design well inventory increase in technological schemes and development projects of new fields. In this connection, the authors consider necessarily to carry out the required complex of discontinuity determinations by direct methods within the drilled out fields with different reservoir types and heterogeneity of their geological structure in order to introduce on the basis of additional information the appropriate clarifications and adjustments to the currently applied methods, rules and standards covering selection and grounds for optimal well grids in the course of drilling-in new fields and correction of development systems for the old ones.

Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ПЛАСТА А₄ ИЛЬМЕНЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - изогипсы, м, 2 - начальный внешний контур нефтеносности; 3 - скважина

Рис.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА А₄ ИЛЬМЕНЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ГИС В СКВ.32

1 - слой коллектора; кривые по данным: 2 - ГК, 3 - НГК

Рис.3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ВЕРХНЕЙ ПАЧКИ ПЛАСТА А₄ ИЛЬМЕНЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРОФИЛЕ СКВ. 32 - 39

Рис.4. ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ l_о И ЗАВОДНЯЕМОЙ l₃ НЕПРЕРЫВНОСТИ ОТ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ l ДЛЯ ВЕРХНЕЙ ПАЧКИ ПЛАСТА А₄ НА ИЛЬМЕНЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ