Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 19 )

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Для оценки коэффициентов извлечения используются зависимости, рассчитанные с помощью многофакторного анализа данных разработки достаточно большого числа залежей нефти аналогичного геологического строения, находящихся на поздней стадии разработки или законченных разработкой.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. Методической основой экономического обоснования извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти являются положения Временной методики экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений [9].

Извлекаемые запасы определяются по результатам расчетов технико-экономических показателей вариантов разработки с использованием методов, применяемых при проектировании разработки. Эти методы, основанные на математическом описании пластовых систем и процессов, происходящих при разработке залежей, позволяют учесть в рамках имеющейся информации влияние особенностей геологического строения каждого эксплуатационного объекта на технологические показатели разработки. Варианты различаются границами и числом эксплуатационных объектов, способами и агентами воздействия на пласт, схемами размещения и плотностью сетки скважин, темпами разбуривания, режимами работы и способами эксплуатации скважин с учетом ограничений, связанных с технологическими возможностями, правилами ведения горных работ, требованиями по обеспечению охраны недр и окружающей среды.

В рассматриваемых вариантах необходимо предусматривать применение прогрессивных технологий, освоенных промышленностью. Расчетная динамика технологических показателей разработки по вариантам позволяет определить извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения с учетом необходимых технико-экономических критериев. Сравнение и выбор рекомендуемых вариантов разработки проводятся по технико-экономическим критериям эффективности их применения с учетом полноты и комплексности использования запасов нефти. Технико-экономическая оценка величины извлекаемых запасов производится по максимуму народнохозяйственного эффекта от разработки месторождения. Если на месторождении выделяется несколько эксплуатационных объектов, то извлекаемые запасы определяются для каждого объекта раздельно и для месторождения в целом.  Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн. т извлекаемые запасы определяются отдельно по нефтяным (НЗ), водонефтяным (ВНЗ), газонефтяным (ГНЗ) и водогазонефтяным (ВГНЗ) зонам.

При составлении ТЭО для залежей с балансовыми запасами до 30 млн. т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением и повариантных технико-экономических расчетов. Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн. т может проводиться по этой же методике без повариантной технико-экономической оценки.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин могут применяться методы, основанные на использовании различных двумерных статистических зависимостей между накопленными отборами нефти, жидкости и воды.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

НА НОВЫХ ЗАЛЕЖАХ И НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(ЗАЛЕЖИ) ПО МНОГОМЕРНЫМ СТАТИСТИЧЕСКИМ МОДЕЛЯМ

Этот метод основан на использовании результатов большого числа длительно разрабатываемых залежей, по которым величина конечного коэффициента извлечения установлена достаточно уверенно. Конечный коэффициент извлечения по каждой такой залежи получают с учетом добычи накопленной и ожидаемой за оставшийся период разработки. Последняя рассчитывается с помощью различных методов, базирующихся на данных разработки в поздней стадии.

С помощью многомерного корреляционного анализа по такой группе залежей получают статистическую модель конечного

коэффициента извлечения нефти в виде формулы, отражающей влияние геолого-физических и технологических факторов на его величину. У нас в стране для различных нефтедобывающих районов созданы многомерные модели, основанные на разной по объему и полноте учета факторов информации. Применение модели эффективно для данной залежи лишь в том случае, если установленные на залежи параметры находятся в диапазоне их значений, использованных для получения модели.

Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии ее оценки должны основываться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета.

По залежи, открытой первой поисковой скважиной, прогнозная величина коэффициента извлечения нефти основывается только на геолого-физических показателях — относительной вязкости нефти ц„ о эффективной нефтенасыщенной толщине пласта АНЭф, коэффициенте песчанистости Агпсс,,, средних значениях открытой по­ристости &п.0 и проницаемости Лпр, объемном коэффициенте пластовой нефти й„, установленных в этой скважине.

Примером расчета для такого набора параметров может служить модель, предложенная по данным 35 залежей Азербайджана:

а™л. н = - 0,674 - 0,01 и, „ + 0,306Аг„ссч + 0,019АН. эф +1,998^п, 0 + 0,1441§ *„, +

+ 0,7 IV        (201)

Эта модель эффективна при диапазоне значений параметров: цн „ = 0,6-25,8; А:пссч = 0,12-0,83; /г„.эф = 3 - 39 м; /с„л, = 0,18 - 0,22; /г[ф= 1,4 ч - 780 мкм2; Ья= 1,02 — 1,22. Коэффициент множественной кор­реляции этой модели 0,907.

Несколько ранее, в 1975 г., и др. по 70 залежам Азербайджана выявлена зависимость ^итал„ от коэффициента песчанистости А:„есч, доли цементирующего вещества /гц, вязкости пластовой нефти |1„ и коэффициента расчлененности А~р, которые могут быть установлены в первой скважине:

^„звл н = 0,49 + 0,005 и-песч - 0,0063/сц - 0,00017 (ц„ -10,6)2 + + 0,00059 (ц„ -10,6) (/сц - 37,9) + 0,00044 (^ - 5,8) (А:„есч - 37,7).  (202)

Формула применима при значениях параметров: Л:пес, = 0,08— 0,77; &ц = 0,2 — 0,55; (1„= 1,4— 30 мПа-с; А-р = 2—14. Коэффициент множсч I венной корреляции 0,82.

На стадии оценки разведываемых месторождений (залежс-ш когда число разведочных скважин позволяет наметить ориемш ровочные контуры залежи и размеры чисто нефтяной и водонефтяной зон, набор геологических параметров возрастает. Кроме кип по аналогии с разрабатываемыми залежами для оценикасмнм залежи можно принять ориентировочно размеры будущей 188

185|Жин. Для такой степени изученности пригодны модели, но.|\'и - ..... .и

II С. Кожакиным в  1972г.,  и Н. А. МОЛОТОВОЙ н  1977 г.

по данным 42 залежей в терригенных коллек-юрах девонских и каменноугольных отложений Волго-Уральской провинции, разрабатываемых на искусственном водонапорном режиме, получена зависимость:

+ 0,171^-0,0008555,        (203)

где 1>вар{Дпр} — коэффициент вариации проницаемости; 5 — плотность сетки скважин. Коэффициент множественной корреляции 0,85.  V

Модель справедлива при следующих диапазонах значений па­раметров:

цн.0 = 0,5^-34,3; &пр= 109 -3200 мкм2; уюр {^пр} = 0,33 •-=- 2,24; й„.,ф = 2,6 - н 26,9м; А:песч = 0,5 1 - н 0,94; 5 = 7,1 -=-74 га/скв.

и по 50 объектам той же провин­ции для условий различных систем заводнения получили многомерную модель /сизвл.„, в которой наряду с другими факторами учтены ориентировочные размеры ВНЗ, температура пласта (Ш1 и коэффициент нефтенасыщенности &„:

+ 0>27*и - 0,000865.        (204)

Коэффициент множественной корреляции 0,886. Величина А:внз определялась как отношение балансовых запасов ВНЗ и залежи. Указанное уравнение справедливо при следующих значениях па­раметров:

ц.„.0 = 0,5 ^34,3; /сир= 13-^258 мкм2; ^ = 22 - г 73° С; /г„.эф = 3,4 ^25 м; &пес, = 0,5-гО,95; А:внз = 0,06-=-1; А:„ = 0,7 н - 0,95; 5= 10 -=- 100 га/скв;

А:та,.в = 0,28 -=-0,7-

Для залежей с более высокой степенью изученности набор параметров можно увеличить. Однако применение многомерных моделей по залежам, вводимым в разработку и разрабатываемым, целесообразно лишь для экспресс-оценок.

Ряд статистических моделей по определению коэффициента из­влечения нефти с помощью многомерного регрессивного анализа получен зарубежными исследователями. Одними из первых такую модель получили Гутри и Гринбергер по данным 70 залежей США. Эти исследования были в дальнейшем продолжены в АНИ под руководством Дж. Арпса. Результатом этой работы явились статистические зависимости нефтеотдачи по 70 залежам с водонапорным

189

Рис. 87. Кривые изменения в зависимости от при 1<<1,5 (a) и 2<<10 (б). Шифр кривых – значения , %.