Показатели неоднородности пластов

Для количественного решения вопросов выработки запасов нефти из неоднородных объектов и, в частности, для определения нефтеотдачи, а также для расчетов технологических показателей при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений большое значение имеют статистические характеристики неоднородности продуктивного объекта - средних значений параметров, коэффициентов вариации, коэффициента песчанистости К_п, коэффициента расчлененности К_р и степени прерывистости (таблицы Д.4, Д.5).

Можно также определять среднюю нефтенасыщенную толщину эффективных пропластков, из которых состоит продуктивный горизонт.

h_сp - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пропластка;

Н_эф - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;

К_р - коэффициент расчлененности пласта.

Определение этих показателей производится при проектировании разработки. При анализе разработки на основе дополнительных исходных данных, полученных в результате лабораторных, геофизических и промысловых исследований новых, вышедших из бурения скважин, производится уточнение этих параметров.

При выполнении геолого-промыслового анализа разработки нефтяной залежи рекомендуется осуществить типизацию неоднородных коллекторов. Поскольку одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяной залежи, является прерывистость продуктивного пласта, осуществляется типизация, основанная на том, какая доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) и какая доля прерывистых коллекторов (ПК) и сильно прерывистых коллекторов (СПК) содержится в объеме пласта. Выделяются четыре типа строения продуктивных пластов:

Тип 1. В объеме продуктивной толщи, в основном, присутствуют прослои, относящиеся к гидродинамически связанным коллекторам (их доля более 0,85).

Тип 2. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме продуктивного пласта изменяется от 0,5 до 0,85.

Тип 3. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме пласта изменяется от 0,5 до нуля. Преобладают пропластки, относящиеся к прерывистым и сильно прерывистым коллекторам.

Тип 4. Гидродинамически связанные коллектора в объеме пласта отсутствуют. Преобладают сильно прерывистые коллектора, на долю которых приходится от 50% до 100% объема пород.

Признаком принадлежности пласта или отдельного его участка к тому или иному типу строения является коэффициент песчанистости.

1 тип - К_п ³ 0,7

2 тип - 0,5 £ К_п < 0,7

3 тип - 0,3 £ К_п < 0,5

4 тип - К_п < 0,3

Построив карту равной песчанистости продуктивного пласта (равных коэффициентов песчанистости) можно будет выделить на территории нефтяной залежи зоны распространения коллекторов различного типа. Для удобства построение карты равной песчанистости следует производить по значениям коэффициента песчанистости, являющихся граничными между коллекторами различного типа, т.е. 0,7; 0,5; 0,3. На картах равной песчанистости следует также выделять зоны, где пласт является монолитным, т.е. К_п = 1,0.

Карты равной песчанистости с выделенными на них зонами коллекторов различного типа весьма полезны при геолого-промысловом анализе разработки, выяснении причин тех или иных особенностей работы скважин на различных участках пласта и, особенно, при построении карты остаточных нефтенасыщенных толщин, так как на поздней стадии разработки остаточные запасы нефти приурочены обычно к зонам коллекторов 3-го и 4-го типов, а зоны обводненного пласта - к коллекторам 1-го и 2-го типов.

Уточнение физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газов

Основными свойствами нефти и газа в пластовых условиях являются давление насыщения, газосодержание, плотность, объемный коэффициент, вязкость и сжимаемость. К физико-химическим свойствам пластовой воды относят плотность, вязкость, минерализацию, объемный коэффициент, сжимаемость.

Обычно при анализе разработки этот раздел не выполняется, так как физико-химические свойства, а тем более состав пластовых жидкостей и газов, определяются при подсчете запасов и составлении первоначальных проектных документов.

Если после осуществления проекта будут взяты новые пробы нефти и газа и получены дополнительные данные об их свойствах, они приводятся в таблице, соответствующей таблице П.2.8 работы [2]. Пояснения в тексте должны содержать оценку новых значений свойств жидкостей и газов по сравнению с принятыми в проектном документе и при условии их заметного отклонения от ранее принятых значений, заключение о степени их влияния на технологические показатели и ход процесса разработки.

Запасы нефти и газа

При анализе разработки месторождений используются данные последнего на дату анализа подсчета запасов по месторождению, прошедшие государственную экспертизу. Для определения текущей нефтеотдачи, темпов отбора, степени выработки запасов нефти в отчете по анализу разработки приводится таблица, в которой указываются начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти, начальные балансовые запасы растворенного газа, начальные балансовые запасы свободного газа. Указанные запасы представляются для различных зон залежи - нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газоводонефтяной и газовой (таблицы Д.6, Д.7).

При условии пересчетов запасов нефти и газа после первоначально утвержденных и заложенных в проектный документ, в отчете по анализу разработки приводятся также и эти величины в сопоставлении с принятыми в проекте, а также указываются причины пересчета, сопоставление начальных и измененных подсчетных параметров и документы, утверждающие новые значения запасов.

Иногда для различных целей анализа разработки (уточнение технико-экономических показателей разработки, выработка запасов, эффективность применяемых методов регулирования) требуется определение запасов нефти на отдельных участках залежи. В этом случае запасы нефти подсчитываются объемным методом по карте начальной или остаточной (в зависимости от поставленной задачи) нефтенасыщенной толщины эксплуатационного объекта или определяются с использованием карты начальных удельных запасов нефти. При этом сумма запасов нефти по участкам должна контролироваться общей цифрой запасов по залежи.

Если анализом разработки будет установлено несовпадение исходных параметров, принятых при подсчете запасов нефти с полученными в процессе разработки, необходимо провести оценку величины запасов с учетом новых значений параметров и, в случае существенных расхождений с утвержденными запасами, провести пересчет начальных запасов нефти и газа с последующим представлением их на государственную экспертизу.

Необходимость новой оценки запасов нефти может также диктоваться резким несоответствием фактических и проектных параметров разработки, зависящих от запасов нефти месторождения и его участков, что объясняется, главным образом, несоответствием принятому в подсчете запасов и фактическому распределению запасов нефти по площади.

При определении запасов нефти в газонефтяных залежах следует иметь в виду, что подсчет запасов в границах газонефтяных зон производится только в пределах нефтенасыщенной части пласта. Начальная нефтенасыщенность в газовой шапке при подсчете запасов не учитывается, хотя некоторые геофизические и лабораторные исследования свидетельствуют о возможности ее присутствия. Составители анализа разработки должны располагать данными о наличии в газовой шапке начальной и текущей нефтенасыщенности в целях определения более достоверных показателей разработки. Эти значения должны быть приведены в отчете по анализу разработки.

Запасы нефти, газа и конденсата должны быть дифференцированы на вовлеченные и невовлеченные в разработку в зависимости от степени разбуренности объекта.

В случае утверждения органом, проводившим государственную экспертизу запасов, категории трудноизвлекаемых запасов, величина таких запасов указывается с дифференциацией на вовлеченные и невовлеченные в разработку.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: