ПОКОЭФФИЦИЕНТНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРОВОМ КОЛЛЕКТОРЕ

Для терригенных коллекторов покоэффициентный метод определения конечной нефтеотдачи основан на одномерной слоисто-вероятностной двухфазной модели пласта и представлен в виде зависимости КИН от коэффициентов вытеснения нефти водой, охвата вытеснением и заводнением.

Оценка КИН для трещиновато-порового коллектора (с вторичной пустотностью) по классической покоэффициентной методике затруднительна, поскольку данная методика не учитывает различие процессов вытеснения нефти из матрицы и трещин, а также их взаимодействие. Рассмотрим упрощенную методику определения КИН отдельно для поровой и трещиноватой частей коллектора, а также для трещиновато-порового коллектора в целом.

Как известно, КИН определяется как отношение извлекаемых запасов нефти (Vн^извл) к начальным геологическим (Vн^геол):

                                                     (1)

Извлекаемые запасы нефти в формуле (1) для трещиновато-порового коллектора можно записать как сумму извлекаемых запасов в поровой (матрице) и трещинной частях коллектора:

                                    (2)

здесь и далее индекс «м» обозначает поровую среду (матрицу), а индекс «тр» — трещины и связанные с ними каверны. Преобразуем (2) к следующему виду:

            (3)

Конечный КИН для коллекторов с вторичной пустотностью зависит от выбора режима разработки залежи и соответственно вовлечения определенных механизмов вытеснения нефти из матрицы и из трещин. Так, при разработке с заводнением будут задействованы такие механизмы вытеснения нефти, как капиллярная пропитка матрицы и вытеснение нефти водой из трещин. При разработке месторождения на истощении будут задействованы механизмы вытеснения нефти из матрицы под действием выделяющегося растворенного газа, гравитационное дренирование, вытеснение нефти из трещин расширяющейся газовой шапкой [2].

Оценим КИН для различных режимов разработки пласта. На начальном этапе залежь разрабатывается на упругом режиме. Поэтому предварительно произведём оценку КИН за счет упругого режима:

,                                     (4)

где Vн^доб – объём добытой нефти, Pпл^нач – начальное пластовое давление, Pнас – давление насыщения нефти газом, эффективная сжимаемость β рассчитывается по формуле:

,                                               (5)

где - сжимаемость нефти, - сжимаемость воды, - сжимаемость пласта, Sв, Sн – водо- и нефтенасыщенность пласта соответственно.

Сжимаемость трещиновато-порового пласта [2, 4] рассчитывается как:

              (6)

Оценка коэффициентов вытеснения. Водонапорный режим (заводнение). При заводнении трещиновато-порового коллектора с низкопроницаемой матрицей вытеснение нефти из гидрофильной части матрицы происходит за счет действия капиллярных сил. В данном случае фильтрация закачиваемой воды имеет прорывной характер – в первую очередь по трещинам. Вытеснение нефти из матрицы за счет капиллярных сил протекает значительно медленнее. Скважины быстро обводняются, однако матрица также вовлечена в процесс нефтеотдачи. Конечная нефтеотдача в гидрофильном коллекторе складывается из нефтеотдачи трещин и матрицы в соотношении, определяемом долями трещинной и матричной пористости в общем объёме нефтенасыщенных пор.

В гидрофобной части капиллярные силы препятствуют внедрению воды в матрицу [1]. Вытеснение нефти закачиваемой водой будет происходить только по трещинам. Коэффициент вытеснения по трещинам определяется степенью залеченности трещин, а коэффициент охвата степенью связности системы трещин.

При смешанном типе смачиваемости нефтеотдача складывается из КИН трещин и КИН матрицы. Однако, при определении КИН матрицы, необходимо учитывать как коэффициент вытеснения, определяемого для кернов карбонатной породы, так и долю гидрофильной породы в общем объеме карбонатной матрицы, а также геометрию блоков матрицы. При смешанном типе смачиваемости, гидрофильная часть породы в коллекторе, состоящем из блоков малых размеров, практически не работает. Условие работы гравитационного дренирования:

     ,                                        (7)

где hср – характерный размер блока матрицы, hкр – критический размер блока, Pc – капиллярное давление. Коэффициент капиллярного вытеснения определяется как:

                                             (8)

Коэффициент вытеснения для трещин равен:

                                              (9)

Режим разработки на истощении. При разработке месторождения на истощении объем добываемой нефти из трещины является функцией пластового давления. В матрице газ, выделившийся из нефти, неподвижен до достижения критической газонасыщенности, равной 0,10 доли ед. До этого момента из матрицы в трещины дренируется только нефть. После достижения критической газонасыщенности газ становится подвижным и поступает в трещины вместе с нефтью. По мере увеличения газонасыщенности фазовая проницаемость нефти снижается, поэтому поток нефти из матрицы в трещины уменьшается. По аналогии с коэффициентом вытеснения нефти водой под коэффициентом вытеснения нефти газом (вытеснение нефти выделяющимся растворенным газом) будем понимать отношение объема нефти, вытесненного из матричного блока, к объему нефти, который первоначально содержался в матричном блоке. Для оценки такого коэффициента вытеснения необходимо получить зависимость текущей нефтенасыщенности матрицы от давления и учесть изменение объемного коэффициента нефти при снижении давления. Зависимость нефтенасыщенности от давления можно получить на основе уравнения материального баланса [3].

Объемы нефти и газа в блоке матрицы записываются как

                                                      (10)

,                                    (11)

 где S — насыщенность; B — объемный коэффициент; R— газосодержание нефти.

Изменение этих объемов в результате изменения давления равно

                                                   (12)

                                                    (13)

Газовый фактор можно записать как

                                                (14)

С другой стороны газовый фактор можно записать через отношение дебитов:

                                       (15)

Приравняв указанные выражения для газового фактора, взяв производные и приведя подобные, получим уравнение для изменения нефтенасыщенности от давления:

                       (16)

Решая уравнение, определим нефтенасыщенность при заданном давлении и выразим ее через начальный и добытый объем нефти

                                           (17)

Тогда коэффициент вытеснения нефти выделяющимся растворенным газом связан с текущей нефтенасыщенностью следующим образом:

                                     (18)

Данный метод не учитывает сжимаемости пор и воды, поскольку они значительно меньше сжимаемости газа, а также влияние диффузии и конвекции на нефтеотдачу [2].

Оценка коэффициентов охвата воздействием.

Согласно классическим представлениям для терригенных коллекторов коэффициент охвата пласта воздействием определяется как отношение связанного добывающими и нагнетательными скважинами объема коллектора ко всему объему коллектора. В трещиновато-поровом коллекторе транспорт нефти к скважинам осуществляется по трещинам. Трещинная составляющая играет важную роль при формировании характеристик залежи. Трещины обуславливают фильтрацию флюидов и осуществляют гидродинамическую связь каверновых пустот и пор. Для трещин коэффициент охвата определяется связанностью коллектора.

Коэффициент охвата в трещиноватых карбонатных коллекторах для матрицы зависит от высоты матричных блоков, положения конечного ВНК и для каждого механизма вытеснения имеет различные значения [2]. Коэффициент охвата в матрице при РРГ может достигать 0,9 долей ед. Высокое значение коэффициента охвата объясняется тем, что при снижении давления ниже давления насыщения, газ выделяется из нефти практически во всём объёме коллектора. К неохваченным процессом вытеснения можно отнести участки матрицы, имеющие низкие значения гидро- и пьезопроводности.

Для водонапорного режима коэффициент охвата в матрице, наряду с размерами матричных блоков, определяется капиллярным давлением и долей гидрофильной породы в общем объеме карбонатной матрицы.

Оценка коэффициента извлечения нефти.

Водонапорный режим (заводнение). Для водонапорного режима конечный КИН можно определить как

     ,               (19)

где ,  — коэффициенты охвата для матрицы при капиллярной пропитке и трещин при вытеснении нефти водой; ,  — коэффициенты вытеснения для матрицы при капиллярной пропитке и трещин при вытеснении нефти водой.

Режим истощения. Для режима истощения конечный КИН можно определить как

,                         (20)

где ,  — коэффициенты охвата для матрицы и трещин при вытеснении  нефти выделяющимся растворенным газом и расширяющейся газовой шапкой; ,  — коэффициенты вытеснения для матрицы и трещин при вытеснении  нефти выделяющимся растворенным газом и расширяющейся газовой шапкой.

Выводы.

1. Коэффициент извлечения нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах зависит от ряда параметров. Для трещин: коэффициент вытеснения, коэффициент охвата. Для матрицы: коэффициент вытеснения для матрицы, коэффициент охвата (размеры матричных блоков, капиллярное давление, гидрофильность породы).

2. Выводы о работе трещиноватого карбонатного коллектора возможно сделать только после тщательного анализа совокупности всех факторов, определяющих механизмы нефтеотдачи на месторождении. Эти факторы определяются как соотношением потоков из матрицы и трещин, свойствами карбонатных пород, так и особенностями строения блоков, отсекаемых трещинами.

Список литературы:

1. Викторин В.Д., Лыков Н.А.Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. -М.: Недра, 1980. -202 с.
2. Гольф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М. - Недра, 1986.
3. Dake L.P. The Practice of Reservoir Engineering, Elsevier, 1994, Amsterdam
4. Roland N. Horne. Modern well test analysis. Palo Alto, California, May 1995.