ОБ УПРУГОМ ЗАПАСЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ТРЕЩИННЫМИ КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Н.П
. Лебединец (ВНИИнефть)
Под упругим запасом понимается количество нефти (жидкости), которое может быть извлечено из залежи при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом. При этом нефтяная залежь может быть запечатанной практически по контуру нефтеносности или гидродинамически связанной с водоносной областью конечных размеров, также изолированной по своей границе. Только в последнем случае это будет уже фактически упругий запас не залежи, а всей нефтеводоносной системы.
Особый интерес представляют нефтяные залежи с аномально высокими пластовыми давлениями, величины которых, как правило, значительно превышают таковые давлений насыщения. В последние годы такие месторождения с трещинными карбонатными коллекторами были открыты в Прикаспийской впадине. Наиболее представительно среди них месторождение Тенгиз [1, 2, 5].
С целью уточнения геолого-промысловых особенностей этих месторождений проанализируем основные показатели разработки и упругий запас верхнемеловых залежей нефти грозненских месторождений Эльдаровское и Брагунское и дадим приближенные оценки соответствующих параметров и относительной величины упругого запаса месторождения Тенгиз.
Залежи грозненских месторождений Эльдаровское и Брагунское, характеризуемые аномально высокими пластовыми давлениями, введены в эксплуатацию в
1964 и 1966 гг. соответственно и находятся в довольно поздней стадии эксплуатации. Они приурочены к трещиноватым известнякам. Необходимые характеристики и показатели разработки залежей и результаты оценки упругого запаса приведены в табл. 1.
В своде верхнемеловых залежей месторождений Эльдаровское и Брагунское превышение пластового давления над гидростатическим составляло соответственно
22,8 и 29,3 МПа, а над давлением насыщения нефти газом — 33,3 и 41,2 МПа. Примерно через 10 лет эксплуатации залежей упругий запас исчерпался практически полностью: по залежи Эльдаровского месторождения к концу 1973 г. пластовое давление в своде структуры лишь на 0,3 МПа превышало давление насыщения и составляло 25,8 МПа, по залежи Брагунского месторождения к концу 1976 г. оно всего на 1,8 МПа было больше давления насыщения и равнялось 32,4 МПа.
В дальнейшем по указанным залежам наблюдались стабилизация пластового давления и некоторый его рост ввиду сокращения добычи нефти и развития системы поддержания пластового давления путем закачки воды, которая начала осуществляться с некоторым опережением по отношению к времени достижения наименьшей величины давления. Вместе с нефтью извлекалось сравнительно небольшое количество воды, что характерно для верхнемеловых залежей Грозненского нефтеносного района.
Для более строгой и точной оценки упругого запаса по верхнемеловым залежам месторождений Эльдаровское и Брагунское, выражаемого в тоннах нефти в поверхностных условиях, были внесены поправки к фактической добыче нефти к моменту достижения указан
добычу нефти за счет закачки воды в период реализации упругого запаса (вычиталась из фактической добычи нефти)
;
добычу нефти, эквивалентную объему извлеченной воды в период реализации упругого запаса (суммировалась с фактической добычей нефти)
;
возможную добычу нефти при дальнейшем снижении пластового давления от фактически достигнутой наименьшей величины в своде залежи до давления насыщения (суммировалась с фактической добычей нефти)
.
Заметим, что при оценке добычи нефти (в тоннах в поверхностных условиях), эквивалентной закачке воды и объему извлеченной пластовой воды, пересчеты последних производились из пластовых условий в поверхностные с применением объемного коэффициента нефти и ее плотности в поверхностных условиях. При этом ввиду возможной существенной зависимости объемных коэффициентов нефти от давления их следует соотносить с реальным диапазоном изменения пластового давления в период закачки и извлечения воды.
Возможная добыча нефти при дальнейшем снижении пластового давления от достигнутой наименьшей величины до давления насыщения оценивалась по приближенно определенной (по фактическим данным) удельной добыче жидкости в пластовых условиях на единицу падения пластового давления
(1,9-2,0 млн м3/МПа). Последующий пересчет в тонны нефти в поверхностных условиях тоже производился с учетом зависимости объемных коэффициентов нефти от давления.
В конечном счете по рассматриваемым залежам были получены довольно большие значения упругого запаса, выраженные в тоннах нефти в поверхностных условиях. По верхнемеловой залежи Эльдаровского месторождения упругий запас оценен в
19,257 млн т, по залежи Брагунского месторождения — 23,324 млн т. Это составляет примерно половину (51 %) начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти по залежи Эльдаровского месторождения и даже больше половины (56 %) по залежи Брагунского месторождения. От начальных геологических запасов (НГЗ) упругий запас составил соответственно 35,7 и 40,3 %.
Ввиду таких больших абсолютных и относительных величин упругого запаса можно предположить, в частности, что нефтеводоносные системы рассматриваемых залежей хотя и являются закрытыми и ограниченными по размерам, о чем свидетельствуют высокие темпы падения пластового давления в процессе разработки (до
5,7-7,3 МПа/год при темпах отбора нефти до 10 % в год от НИЗ), но тем не менее имеют относительно большие водоносные области (оторочки), существенно влияющие на динамику давления и величину упругого запаса.
В связи с этим была выполнена также оценка возможной величины упругого запаса в предположении о полной замкнутости залежей по контуру нефтеносности. По кривым зависимости удельной нарастающей добычи жидкости в пластовых условиях на единицу падения давления и объема залежи от нарастающей добычи жидкости приближенно определены коэффициенты упругоемкости залежей путем экстраполяции этих кривых до оси удельной добычи жидкости. При этом использовались участки кривых до начала закачки воды во избежание возможного искажающего влияния последней на динамику изменения давления. В результате для верхнемеловых залежей Эльдаровского и Брагунского месторождений получены практически одинаковые значения коэффициентов упругоемкости залежей в начальном состоянии,
— 0,3•10-4 1/МПа.
Согласно
[3 ] в интервале изменения пластового давления от начального до давления насыщения тем не менее возможно некоторое уменьшение коэффициентов упругоемкости в конкретных условиях этих залежей (на 11,5-14,5 %). Учитывая это и принимая среднеарифметические значения коэффициентов упругоемкости залежей и объемных коэффициентов нефти в указанном диапазоне давлений, определены следующие приближенные величины упругого запаса залежей в предположении об их полной замкнутости: по залежи Эльдаровского месторождения — 9,3 млн т, по залежи Брагунского месторождения — 11,44 млн т. Это примерно в 2 раза меньше фактических величин упругого запаса этих залежей (см. табл.1).
Следовательно, указанные залежи, вероятно, в своем начальном состоянии имели значительные по размерам водоносные области. Причем они, по-видимому, обеспечивали даже большую половину фактического упругого запаса. Дело в том, что при расчетах упругого запаса в предположении о полной замкнутости залежей последние в рассматриваемом диапазоне изменения пластового давления (от начального до давления насыщения) принимаются нефтенасыщенными во всем начальном объеме. На самом же деле при наличии водяной оторочки и закачке воды происходит вторжение воды в залежь, приводящее к уменьшению упругоемкости в начальном объеме последней вследствие частичной замены нефти на воду.
Небезынтересно также оценить в предположении о полной замкнутости залежей, какая часть упругого запаса может приходиться на упругость самой нефти. По экспериментальным определениям коэффициент сжимаемости нефти в условиях начального пластового давления составляет
(23-24) •10-4 1/МПа для рассматриваемых залежей. В диапазоне изменения пластового давления от начального до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти может увеличиться примерно в 2 раза [4 ]. В расчетах использовались среднеарифметические значения коэффициентов сжимаемости нефти в указанном диапазоне изменения пластового давления.
Кроме того, учитывалось, что геологические запасы нефти к моменту достижения давления насыщения уменьшаются на величину упругого запаса замкнутой залежи. При оценках прини малась среднеарифметическая величина балансовых запасов. В результате получили, что упругий запас самой пластовой нефти может составлять примерно
5,66 млн т по залежи Эльдаровского месторождения и 7,73 млн т по залежи Брагунского месторождения, т.е. более половины от упругого запаса залежей в предположении об их замкнутости (см. табл. 1).
Естественно, определенная часть упругого запаса должна идти на компенсацию извлекаемой вместе с нефтью воды, но количество ее, как отмечалось, сравнительно небольшое в условиях рассматриваемых залежей.
На месторождении Тенгиз превышение начального пластового давления над давлением насыщения нефти газом даже несколько больше, чем на рассмотренных грозненских залежах. Начальное пластовое давление в своде нефтяной залежи месторождения Тенгиз (около
80 МПа) превышает гидростатическое на 40 МПа, а давление насыщения нефти газом — более чем на 50 МПа при глубине залегания свода залежи около 4000 м и этаже нефтеносности более 1500 м.
В связи с такой высокой степенью аномальности начального пластового давления и учитывая аналогии с грозненскими месторождениями можно предположить, что нефтяная залежь месторождения Тенгиз может быть практически изолирована по контуру нефтеносности или иметь гидродинамически связанную с ней водоносную область ограниченных размеров. Как отмечалось, в зависимости от этого может существенно меняться относительная величина упругого запаса залежи. Однако сами эти относительные величины упругого запаса, полученные для грозненских залежей, видимо, нельзя механически переносить на залежь нефти месторождения Тенгиз. Этот вопрос требует специального рассмотрения.
Здесь ограничимся лишь некоторыми приближенными оценками. Сначала по залежам месторождений Эльдаровское, Брагунское и Тенгиз оценим и сравним между собой параметры, характеризующие упругие и емкостные свойства пластовых флюидов, пористой среды и залежей в целом. После этого можно будет предварительно оценить относительную величину упругого запаса месторождения Тенгиз. Сопоставление оценок параметров представлено в
табл. 2. Приближенные значения коэффициентов упругоемкости для верхнемеловых залежей месторождений Эльдаровское и Брагунское, равные 0,3•10-4 1/МПа, характеризуют их начальное состояние. Согласно [4 ] при изменении пластового давления от начального до давления насыщения коэффициент упругоемкости уменьшается, как указывалось, на 11,5-14,5 %. С учетом этого были определены приведенные в табл. 2 значения коэффициентов упругоемкости при давлении насыщения (0,26•10-4 1/МПа). Средние значения коэффициентов упругоемкости (как и других параметров в табл. 2) в интер вале начальное пластовое давление — давление насыщения в первом приближении оценивались как среднеарифметические (0,28•10-4 1/МПа).
Следует отметить, что большинство параметров для залежей Эльдаровского и Брагунского месторождений, приведенных в
табл. 2, основаны на данных [3,4], в том числе константа, характеризующая изменение коэффициента сжимаемости пластовой воды от давления согласно [3 ], взятая равной 1,78•10-21/МПа. Далее по этим параметрам для грозненских залежей была рассчитана комплексная составляющая коэффициента упругоемкости, определяющая сжимаемость пластовых флюидов (тbнaн4 +тbвaв), после чего возможно приближенно оценить другую составляющую коэффициента упругоемкости, характеризующую сжимаемость пористой среды, как разность между коэффициентами упругоемкости и сжимаемости пластовых флюидов (см. табл. 2). Для начальных условий коэффициент сжимаемости среды получился равным для залежи Эльдаровского месторождения 0,17•10-4 1/МПа, Брагунского — 0,178•10-4 1/МПа, т.е. довольно близко к величинам, приведенным для этих залежей в работе [5] — 0,24 •10-4 и 0,23 •10-4 1/МПа соответственно.
Что касается месторождения Тенгиз, то значения коэффициента сжимаемости нефти при начальном пластовом давлении и давлении насыщения приняты в
табл. 2 согласно [2]. Можно заметить, что их различие, примерно в 2 раза, хорошо согласуется с аналогичными оценками по грозненским залежам [3 ]. Начальный коэффициент сжимаемости пластовой воды принят согласно [1 ] при такой же константе, характеризующей ее изменение от давления, как по грозненским залежам (см. табл. 2).
Начальная эффективная пустотность для месторождения Тенгиз
(6,5 %) примерно на порядок выше, чем для верхнемеловых грозненских залежей. Коэффициент сжимаемости пустот принят приближенно равным среднеарифметической величине для сирийских месторождений Суэдия, Карачок, Румелан, Хамза, весьма сходных с месторождением Тенгиз по структуре порового пространства [4].
Коэффициент нефтенасыщенности пустотного пространства месторождения Тенгиз взят в первом приближении таким же, как для верхнемеловых залежей грозненских месторождений
(0,85). После этого по принятым параметрам для данной залежи была оценена составляющая коэффициента упругоемкости, характеризующая сжимаемость пластовых жидкостей (нефти и воды), насыщающих пористую среду. В диапазоне между начальным пластовым давлением и давлением насыщения она в среднем получилась почти на порядок больше, чем для верхнемеловых залежей месторождений Эльдаровское и Брагунское — 1,336 •10-4 против (0,155-0,169) •10-4 1/МПа (см. табл. 2), что обусловлено гораздо большей пористостью коллекторов месторождения Тенгиз.
Что касается второй составляющей коэффициента упругоемкости залежи
— коэффициента сжимаемости пористой среды, то этот коэффициент, как и коэффициент сжимаемости пустот, при нят для месторождения Тенгиз по аналогии с сирийскими месторождениями.
Согласно
[4 ] коэффициенты сжимаемости среды в начальном состоянии оценены для сирийских месторождений в диапазоне (0,537—0,675) •10-4 1/МПа. Их среднее значение 0,б •10-4 1/МПа с определенной степенью условности принято в первом приближении для месторождения Тенгиз в качестве значения коэффициента сжимаемости пористой среды при начальном пластовом давлении. В таком случае коэффициент сжимаемости среды для месторождения Тенгиз оказывается в несколько раз больше, чем таковой для верхнемеловых залежей грозненских месторождений, что в какой-то мере можно связывать с гораздо большей пустотностью пород на месторождении Тенгиз. Определенная же условность в принятии такого коэффициента сжимаемости среды для месторождения Тенгиз состоит в том, что указанные сирийские залежи нефти в отличие от последнего менее глубокие и не имели существенного превышения начального пластового давления над гидростатическим.
Что касается коэффициента сжимаемости среды при давлении насыщения нефти газом, то с учетом данных по грозненским месторождениям (см.
табл. 2) примем его примерно в 2 раза меньшим, чем при начальном пластовом давлении. Тогда среднее значение коэффициента сжимаемости среды для месторождения Тенгиз в диапазоне от начального пластового давления до давления насыщения нефти газом получается равным 0,45 •10-4 1/МПа.
После этого по данным т
абл. 2 можно было оценить коэффициенты упругоемкости залежи месторождения Тенгиз при начальном пластовом давлении, давлении насыщения и в среднем в диапазоне этих давлений. Они равны соответственно 1,572 •10-4, 1,914 •10-4 и 1,785 •10-4 1/МПа. Интересно отметить, что по оценкам для грозненских залежей (см. табл. 2) и по данным [4 ] при изменении пластового давления от начального до давления насыщения коэффициент упругоемкости уменьшается, а по оценкам для залежи месторождения Тенгиз и по данным [5 ] в указанном диапазоне изменения пластового давления он увеличивается. Вероятно, это определяется гораздо большей пустотностью пород месторождения Тенгиз по сравнению с верхнемеловыми залежами грозненских месторождений (см. табл. 2). Заметим также, что коэффициент упругости залежи месторождения Тенгиз в диапазоне изменения пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом по выполненным здесь оценкам получается гораздо большим, чем по оценкам в работе [5]: (1,572-1,914) •10-4 против (0,65-0,86) •10-4 1/МПа.
Наконец, подчеркнем, что среднее значение коэффициента упругоемкости в указанном диапазоне изменения пластового давления для месторождения Тенгиз получается более чем в б раз выше, чем для верхнемеловых залежей грозненских месторождений. Это значит, что при снижении на единицу пластового давления в залежи месторождения Тенгиз из каждой единицы объема нефтенасыщенной породы за счет упругих сил может извлекаться гораздо больше нефти (по абсолютной величине), чем из грозненских залежей. Однако из этого вовсе не обязательно должно следовать, что и относительная величина упругого запаса (как доля от начальных запасов нефти) месторождения Тенгиза тоже должна быть во столько же раз выше, если некоторые другие условия не одинаковы.
В частности, необходимо также учитывать различие в удельной емкости (пористости) коллекторов и степени "пережатости" нефти. Из
табл. 2 видно, что пористость коллекторов месторождения Тенгиз (и удельные запасы нефти) более чем на порядок выше таковых грозненских залежей. Это обусловливает уменьшение относительной величины упругого запаса залежи месторождения Тенгиз. Но одновременно превышение пластового давления над давлением насыщения на месторождении Тенгиз, в 1,4-1,6 раза большее, чем на залежах месторождений Эльдаровское и Брагунское, наоборот, должно приводить к соответствующему увеличению упругого запаса залежи месторождения Тенгиз по сравнению с рассматриваемыми грозненскими залежами.
Таким образом, факторы большей упругоемкости залежи месторождения Тенгиз и более значительной "пережатости" нефти, с одной стороны, и большей удельной емкости коллектора
— с другой, действующие в противополож ных направлениях, примерно уравновешивают друг друга в количественном отношении.
По выполненным оценкам получается, что в случае замкнутости нефтяной залежи месторождения Тенгиз относительная величина упругого запаса этой залежи может быть такого же порядка, как и оцененная для залежей месторождений Эльдаровское и Брагунское,
— до 20 % от балансовых запасов нефти. Если же в процессе разработки проявится определенная активность законтурных вод, то относительная величина упругого запаса залежи месторождения Тенгиз может оказаться еще больше (как это получилось фактически на грозненских залежах).
Of particular interest are oil pools with abnormally high formation pressures due to extremely large, as a rule, excesses of last ones over gas saturation pressure of oil. Based on actual data, major parameters are being analyzed as well as development indices and elastic reserve of Upper Cretaceous oil pools of the Groznensky fields - Eldarovo and Braguny and approximate evaluation of corresponding parameters and respective value of elastic reserve for the Tengiz field are being made.
Excess of initial formation pressure over saturation pressure among Groznensky pools mentioned amounted to 33.3-41.2 MPa. The pools are in rather late stage of development. Their elastic reserve expressed in tons of oil under surface conditions is estimated to be equal, according to field data, to more than half of initial recoverable oil reserves (51-56 %) and more than a quarter of initial oil in place reserves (36-40 %). That was a significant influence of water fringe adjacent to a pool in closed oil-waterbearing system of limited sizes.
In the Tengiz field, excess of initial formation over saturation pressure amounted to more than 50 MPa in structural arch. Accepted initial effective hollowness for this field is about the order higher than for Upper Cretaceous Groznensky pools. Correlations and appraisals made showed that the Tengiz pool is of closed type, relative value of its elastic reserve may amount up to 20 per cent of in place reserves. With water fringe available and active, the elastic reserve may be significantly larger.
