Результаты анализа эффективности применения методов расчета коэффициентов извлечения нефти из нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей к условиям Чаяндинского месторождения

УДК 622.276

Д.В. Люгай, И.И. Минаков, С.В. Буракова

Результаты анализа эффективности применения методов расчета коэффициентов извлечения нефти из нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей к условиям Чаяндинского месторождения

Ключевые слова:

нефтегазо-

конденсатное

месторождение,

ботуобинская

залежь,

нефтяные оторочки,

водонапорный

режим разработки

залежи,

коэффициент

извлечения нефти,

статистическая

зависимость,

эмпирический

метод.

Keywords:

oil-and-gas-condensate field, Botuoba deposit, oil fringe, water drive of deposit development, oil recovery factor, statistical dependence, empiric method.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является одним из крупнейших по запасам углеводородов в России. В настоящее время на месторождении завершаются геологоразведочные работы, следующий этап - проведение опытно-промышленных работ и подготовка к промышленной разработке залежей.

Особенностью Чаяндинского НГКМ является наличие в газоконденсатных залежах тонких нефтяных оторочек, самая крупная из которых приурочена к северному блоку ботуобинского горизонта. Разработку нефтяной оторочки осложняют в основном такие факторы, как: малая толщина нефтяной оторочки при значительной площади распространения, сложность геологического строения залежи, наличие неактивной законтурной воды, повышенная вязкость пластовой нефти.

Нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи с тонкими нефтяными оторочками относятся к залежам углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. При традиционной схеме разработки газоконденсатной залежи в режиме истощения коэффициент извлечения нефти (КИН) по таким объектам в лучшем случае находится на уровне ~10 %. В то же время при освоении нефтяных оторочек традиционные технологии поддержания пластового давления (ППД) методом заводнения оказываются малоэффективными.

Статистические данные зарубежной и отечественной практики разработки нефтяных залежей и нефтяных оторочек указывают на низкие величины фактически достигнутых КИН: для нефтяных залежей КИН не превышает 0,30, а для нефтяных оторочек - 0,05-0,15 [1]. В связи с этим чрезвычайно важны прогнозная оценка величины КИН с применением существующих методических подходов, а также выбор наиболее приемлемых методик расчета КИН с учетом особенностей нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского месторождения.

Известно, что методы расчета КИН группируются следующим образом:

1) статистические;

2) экстраполяционные;

3) гидродинамические.

В настоящей статье в группе статистических методов рассматриваются зависимости (или методы многомерного регрессионного анализа) С.В. Кожакина, В.К. Гомзикова и Н.А. Молотовой, М.Т. Абасова и З.А. Султанова, эмпирический метод Американского нефтяного института и другие эмпирические уравнения. Следует сразу отметить, что статистические зависимости справедливы лишь в условиях, аналогичных тем, на основе которых они получены [2].

Статистическая зависимость С.В. Кожакина, полученная для 42 объектов Волго-Уральской области, разрабатываемых в условиях естественного водонапорного режима, выражается формулой1

П = 0,507 - 0,167lg^o + 0,0275lgK - 0,05 WK + 0,00Ш + 0,071&п - 0,000855^,

1 В целях обеспечения возможности сравнения представленных в статье зависимостей условные обозначения в формулах (1)-(12) унифицированы.

где п - коэффициент извлечения нефти; цо -вязкость (отношение вязкости пластовой нефти ^ к вязкости пластовой воды цв); К - проницаемость; - коэффициент вариации проницаемости; И - средняя нефтенасыщенная толщина; кп - коэффициент песчанистости; - плотность сетки скважин [2].

Использование этой зависимости для условий нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ, где отсутствует естественный водонапорный режим, представляется не вполне корректным.

Известно, что в зависимости от режима работы залежи КИН может принимать различные значения:

• водонапорный режим 0,5-0,8

• газонапорный режим 0,1-0,4

• режим растворенного газа 0,05-0,3

• гравитационный режим 0,1-0,2.

В расчетах с использованием статистической зависимости (1), применяемой к залежам, разрабатываемым в условиях водонапорного режима, весьма ожидаемо получить значения КИН2 выше 0,5. Это следует из того, что первый член зависимости, равный 0,507, в значительной мере предопределяет результат расчетов.

Обратимся далее к предыстории вопроса создания разделительного экрана на нефтяной оторочке Чаяндинского НГКМ. В отчете [3] утверждается нереальность создания на нефтяной оторочке Северного блока гидродинамического экрана протяженностью 30 км, требующего осуществления постоянной закачки больших объемов воды. В то же время в документе оцениваются возможность и обоснованность применения технологии создания гидратного (разделительного) экрана с бурением двухствольных горизонтальных скважин на уровне газоводяного контакта (ГНК). Кроме того, приводятся результаты расчета величины КИН, в соответствии с которыми при условии успешного отделения нефтяной оторочки от газовой части боту-обинской залежи гидратным экраном и применения блочной системы заводнения КИН может достигать величины 0,247.

Однако с учетом опыта закачки пресной воды в скважины ряда месторождений Восточной Сибири, приведшей к образованию гидратов в призабойной зоне скважин и зна-

чительному (или полному) затуханию их приемистости, вариант создания гидратного экрана не получил дальнейшего развития. Существование высокой вероятности гидра-тообразования в призабойных зонах и стволах скважин Чаяндинского НГКМ отмечалось в ряде научных публикаций [1, 4]. В связи с этим значительную актуальность приобрел вопрос реализации барьерной технологии создания устойчивого экрана между нефтяной оторочкой и газоконденсатной частью залежи. Следует отметить, однако, что до проведения опытно-промышленных работ на выделенном полигоне месторождения пока нет достаточных оснований объективно говорить о перспективах эффективной реализации и этой технологии.

Очевидно, что при отсутствии реальной возможности создания изолирующего экрана по площади всей нефтяной оторочки нельзя говорить о разработке залежи в условиях водонапорного режима, поскольку необходимо учитывать влияние газовой шапки (особенно при значительном этаже газоносности, существенно превышающем толщину самой оторочки) и ее возможного расширения. Тем более в условиях низкого энергетического потенциала залежи и отсутствия активной связи с законтурной водоносной областью не приходится говорить о естественном водонапорном режиме.

Статистическая зависимость В.К. Гом-зикова и Н.А. Молотовой:

П = 0,195 - 0,0078до + 0,082lg£ + + 0,0014/ + 0,0039h + 0,180£п -- 0,0540вн.з + 0,27ßK - 0,000865",

2 Здесь и далее, применительно к другим зависимостям, расчетные данные по Северному блоку ботуобинской залежи см. в итоговых табл. 1, 2.

где / - пластовая температура; Qвн.з - соответствует отношению балансовых запасов водо-нефтяной зоны к запасам всей залежи; Рн - неф-тенасыщенность.

Как отмечается в РД [2], эта зависимость является статистической и была получена для 50 объектов Урало -Поволжья. Как и зависимость (1), она применима для условий водонапорного режима разработки залежи. Формула (2) справедлива в диапазоне пластовых температур 22-73 °С [2]. На Чаяндинском НГКМ пластовая температура не превышает 9 °С, поэтому для условий рассматриваемого месторождения использование данной зависимости также видится некорректным.

Далее рассмотрим статистическую модель, позволяющую оценить КИН в процессе разработки. Статистическая модель М.Т. Абасова и З.А. Султанова, полученная по 36 залежам Азербайджана и Туркмении,

Эмпирическая зависимость № 1 Американского нефтяного института (АНИ_1):

П = 0,418 [т (1 - Рв.св) / Д.]04611 х

X (К / М0'0979 Р°£22 (Рн / Рср)0'1147,

п = 0,153 + 0,0537; + 0,0251пК -- 0,0021^ - 19,9)(7н - 5,59) + + 3,25(1/3 - 0,17)2,

где пбез - коэффициент безводной нефтеотдачи; 7н - темп отбора нефти, как отмечается в РД [2], может применяться после достижения максимального годового отбора нефти и начала обводнения продукции скважин. Параметр 7н соответствует среднегодовому темпу отбора (до достижения максимальной добычи) нефти в процентах от балансовых запасов, пбез соответствует 10 % обводненности продукции.

Данная статистическая зависимость справедлива в диапазоне ц = 2-6 сПз и при 3 = 3,3-16,6 га/скв [2]. Указанные «референтные» значения этих двух параметров не соответствуют условиям нефтяной оторочки боту-обинского горизонта Чаяндинского НГКМ, поэтому применение данной зависимости для условий нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ видится не вполне корректным.

Статистическая зависимость В.К. Гом-зикова

П = 0,333 - 0,0089ц + 0,0013/ + + 0,121-1^ + 0,173рн + 0,149&п + + 0,0038й - 0,0850в1О - 0,000533

создана на основе статистических данных по нескольким залежам Ставрополья и охватывает широкий диапазон изменения пластовой температуры (22-140 °С) и нефтенасыщенности (0,55-0,95). Она справедлива для водонапорного режима разработки (при ППД) для терри-генных коллекторов [2].

Применение статистической зависимости В.К. Гомзикова, учитывающей условия водонапорного режима разработки нефтегазоконден-сатной залежи и пластовых температур в диапазоне 22-140 °С, является не вполне корректным для условий нефтяной оторочки Чаяндин-ского НГКМ.

Далее рассмотрим эмпирические методы прогнозирования КИН.

где т - пористость; Рв св - насыщенность пласта связанной водой; Вн - объемный пласто-вый фактор нефти при давлении насыщения; ^о - вязкость нефти при давлении насыщения; Рн - давление насыщения; Рср - средневзвешенное давление забрасывания разработки (пластовое давление к концу разработки).

Эта эмпирическая зависимость применяется для расчета КИН залежей, разрабатываемых на естественном пластовом режиме с преобладанием режима растворенного газа [2]. Естественным (природным) режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы, напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды, давление газа газовой шапки, упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа, сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии различают, соответственно, следующие режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный. Согласно приведенному определению естественный режим не подразумевает искусственного нагнетания воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления. И, как отмечалось ранее, преобладающим фактором в данном случае будет энергия упругости выделяющегося из нефти (растворенного в ней) газа.

Эмпирическая зависимость АНИ_1 (5) учитывает условия разработки залежи на естественном пластовом режиме (с преобладанием режима растворенного газа) и не предусматривает заводнения. Поэтому ее использование применительно к условиям нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ является не вполне корректным.

Эмпирическая зависимость № 2 Американского нефтяного института

П = 0,11403 + 0,2719^

представляет собой эмпирическую зависимость для оценки КИН, рассчитанную по 40 терригенным залежам Самарской области [5]. Следует отметить, что в работе [5] точно не указано, для какого режима разработки залежи эта зависимость справедлива, и учитывается ли наличие нефтяной оторочки, контактирующей с газовой шапкой. В связи с этим сложно определить, насколько приемлемо применение данной зависимости для условий нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ. Эмпирическая зависимость

П = 0,764 ехр [ -0,0906^ >/в ],

где О = КИ / цн, справедлива при кр < 2 (кр - коэффициент расчлененности) и кп > 0,75 и используется для расчета КИН залежей, разрабатываемых с применением заводнения [2]. Для условий нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ использование зависимости (7) может быть актуальным.

Эмпирическая зависимость

П = 0,730ехр [ -0,102^/7^ ],

справедлива при 2 < кр < 4 и 0,75 > кп > 0,6, используется для расчета КИН залежей, разрабатываемых с применением заводнения [2] и может оказаться актуальной в отношении условий нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ.

Статистическая зависимость - эмпирический метод прогнозирования КИН

П = 0,069ехр{2,517ехр[-

используется как метод прогнозирования КИН при разработке нефтяных оторочек в условиях водонапорного режима [2]. Для условий нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ применение зависимости (9) может стать актуальным.

Статистическая зависимость - эмпирический метод прогнозирования КИН

П = 0,484ехр

где кк = Q0 /(^Дл/З) - коэффициент компактности запасов - балансовые запасы нефти; 7н - удельный вес нефти в стандартных условиях; Д - площадь нефтеностности); сн = т(1 - Рв св) - плотность запасов, также используется как метод прогнозирования КИН при разработке нефтяных оторочек в условиях водонапорного режима [2], и ее применение к условиям нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ может быть актуальным. Аналого-статистическая модель для оперативного расчета КИН

КИНгеол = -0,516 + 0,0045И + 1,86т + 0,0103Рн + 0,000037Г +

+ 0,0319ПР + 0,551^выт,

где Г - газовый фактор; ПР - содержание парафина; Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой, разработана для залежей нефти Пермского края (визейские терригенные коллекторы) [6]. Характерным является то, что в приведенном уравнении многомерной регрессии для прогноза КИН используются только геологические параметры, что удобно при проведении оперативной оценки КИН в условиях отсутствия полной информации по значениям технологических параметров разработки. Важно отметить,

что данная аналого-статистическая модель предназначена для залежей, разрабатываемых с применением системы ППД.

«Покоэффициентная» оценка КИН. Проектный КИН этим методом определяется по формуле

п = КвыДохв = ^ыДо.До

где Кохв - коэффициент охвата; Ко.з - коэффициент охвата заводнением; Ков - коэффициент охвата вытеснением. Данный метод, как известно, предполагает оценку каждого из трех коэффициентов, составляющих КИН, - коэффициента охвата сеткой скважин, коэффициента заводнения и коэффициента вытеснения -независимым способом [2].

Квыт характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к ее первоначальному объему в этом образце, т.е. при обводнении выходящей продукции до 100 %. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента [7] и вычисляется по формуле

Г = V т(1- в )_ в

"" = V ш

Р„

где У0 - объем образца породы; Рвсв и Рност -насыщенность связанной водой и остаточной нефтью соответственно; Рн.нач - начальная нефтенасыщенность.

К сожалению, такие исследования для коллекторов ботуобинского горизонта Чаян-динского НГКМ не проводились. Экспериментальные исследования по определению коэффициентов вытеснения нефти водой были проведены на образцах пород Тас-Юряхского и Среднеботуобинского месторождений, находящихся в единой с Чаяндинским НГКМ Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО). Для условий Чаяндинского НГКМ наиболее близким аналогом по породам-коллекторам является Среднеботуобинское месторождение, где среднее значение Квыт составляет 0,64 [3].

Ко.в представляет собой отношение поро-вого объема пласта, охваченного процессом фильтрации, ко всему поровому объему пласта. Ко.в зависит как от прерывистости пласта, так и от плотности сетки скважин. Используя приведенные в источнике [2] справочные зависимости, принимаем среднее значение Ко.в для условий Чаяндинского месторождения равным 0,8.

Коз - это отношение объема промытой части пласта к объему пласта, занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта. Коэффициент зависит в основном от проницаемостной неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, степени обводненности продукции добывающих скважин при их отключении [7]. Многочисленные исследования по определению коэффициентов охвата заводнением для продуктивных пластов большого количества месторождений показали, что величина Ко з колеблется от 0,90 до 0,98 (среднее значение 0,94) [2]. Используя вышеуказанные значения параметров с учетом формулы (12), получим, что средняя величина Кохв составляет 0,75.

Касательно кр и связанного с ним Кохв необходимо отметить следующее. Согласно работе [3] Северный блок ботуобинского горизонта характеризуется небольшой расчлененностью в диапазоне 1,0-2,4, в связи с чем следует ожидать практически 100%-ного охвата пласта процессом вытеснения нефти в случае применения заводнения. В то же время в работе [8] отмечено: «Продуктивный пласт ботуобинской залежи характеризуется наличием суперколлекторов с проницаемостями, более чем на порядок превышающими проницаемость остальных частей пласта. ... Очевидно, что обеспечить высокий коэффициент охвата пласта агентом вытеснения в период опытных работ нереально вследствие слабо известного строения неоднородного по коллекторским характеристикам объекта эксплуатации. В связи с этим при предварительной оценке ожидаемого КИН при эксплуатации скважин опытного участка специалистами была заложена достаточно осторожная величина коэффициента охвата = 0,3». Результаты расчетов исходя из сохраняющейся на текущий момент неопределенности данных таковы:

П = 0,48 при Кохв = 0,75 и КВЬ11 = 0,64; П = 0,19 при К0Хв = 0,3 и Квыт = 0,64.

Следует отметить, что этот подход пригоден в основном для оценки КИН мелких месторождений (с балансовыми запасами до 3 млн т) на стадии ввода в разработку заводнением [2]. Использование данного соотношения для обоснования КИН предполагает «мгновенный» ввод залежи в разработку (независимо от плот-

ности сетки скважин и темпов разбуривания залежи).

Эмпирические экстраполяционные методы используются на стадии уточнения остаточных извлекаемых запасов при продолжении реализации разработки месторождения. При этом в расчетах по прогнозной оценке КИН учитываются система и технология разработки месторождения. В основу этих методов положены характеристики вытеснения, т.е. зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости (или воды), построенные по фактическим данным за достаточно длительный период разработки [2].

Для наглядности итоговые результаты анализа перечисленных в статье методов расчета коэффициентов извлечения нефти представлены в табличной форме. В табл. 1 сопоставляются условия применения зависимостей (1-12) и соответствующие оценочные величины КИН по Северному блоку ботуобин-ской залежи. В табл. 2 показано, что для срав-

нения в расчетах использовались значения К, полученные по данным как гидродинамических, так и геофизических исследований скважин - соответственно, 280 и 600 мД согласно работе [3]. Кроме того, также для сравнения КИН рассчитывались с учетом разных плотностей сетки скважин - 49 и 100 га/скв (по двум основным вариантам, рассматриваемым в работе [3]).

***

На основании изложенных в статье результатов анализа предлагается разделить рассмотренные существующие методики расчета коэффициентов извлечения нефти из нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей на две основные группы:

1) зависимости (1), (2), (4), (6), (11), учитывающие наличие естественного или искусственного водонапорного режима нефтяной залежи и не учитывающие наличия неизолированной газовой шапки;

Таблица 1

Зависимости, рассматриваемые для оценки КИН

Зависимость Условия применения Расчетная величина КИН по Северному блоку ботуобинской залежи для К = 600 мД, 3 = 100 га/скв Примечание

1. Статистическая зависимость С.В. Кожакина, см. (1) Создана на основе статистических данных по объектам Волго-Уральской области, разрабатываемым в условиях естественного водонапорного режима 0,496

2. Статистическая зависимость В.К. Гомзикова и Н.А. Молотовой, см. (2) Создана на основе статистики по объектам Урало-Поволжья, разрабатываемым в условиях водонапорного режима; справедлива в диапазоне пластовых температур 22-73 °С 0,507

3. Статистическая зависимость М.Т. Абасова и З.А. Султанова, см. (3) Создана на основе статистики по залежам Азербайджана и Туркмении для применения в процессе разработки залежи после достижения максимального годового отбора нефти и начала обводнения продукции скважин; справедлива в диапазоне вязкости пластовой нефти 2-6 сПз и при значениях плотности сетки скважин 3,3-16,6 га/скв 0,256 Поскольку в настоящее время Чаяндинское НГКМ еще не введено в разработку, в расчетах были приняты следующие допущения: 77н = 2 % и Пбез = 0,002

4. Статистическая зависимость В.К. Гомзикова, 1976 г., см. (4) Для водонапорного режима разработки (с использованием системы ППД) для терригенных коллекторов. Создана на основе статистических данных по нескольким залежам Ставрополья и охватывает широкие диапазоны изменения пластовой температуры (22-140 °С) и нефтенасыщенности (0,55-0,95) 0,543

Зависимость Условия применения Расчетная величина КИН по Северному блоку ботуобинской залежи для К = 600 мД, 5 = 100 га/скв Примечание

5. Эмпирическая зависимость № 1 Американского нефтяного института (АНИ_1), см. (5) Для расчета КИН залежей, разрабатываемых на естественном пластовом режиме с преобладанием режима растворенного газа 0,167

6. Эмпирическая зависимость № 2 Американского нефтяного института (АНИ_2), см. (6) Для оценки КИН залежей, рассчитана по 40 терригенным залежам Самарской области 0,475 Не указывается, для какого режима разработки залежи эта зависимость справедлива и учитывается ли наличие нефтяной оторочки, контактирующей с газовой шапкой

7. Эмпирическая зависимость, см. (7) Для расчета КИН залежей, разрабатываемых с применением заводнения, при кр < 2; кп > 0,75 0,253

8. Эмпирическая зависимость, см. (8) Для расчета КИН залежей, разрабатываемых с применением заводнения, при 2 < кр < 4; 0,75 > кп > 0,6 0,210

9. Статистическая зависимость -эмпирический метод прогнозирования КИН, см. (9) Статистическая зависимость для водонапорного режима разработки нефтяных оторочек 0,143

10.Статистическая зависимость -эмпирический метод прогнозирования КИН, см. (10) Статистическая зависимость для водонапорного режима разработки нефтяных оторочек 0,277

11. Аналого-статистическая модель для оперативного расчета КИН, см. (11) Для залежей нефти Пермского края (визейские терригенные коллекторы), разрабатываемых с применением системы ППД. Уравнение многомерной регрессии для прогноза КИН с использованием геологических параметров 0,402

12.«Покоэффициент-ная» оценка КИН, см. (12) Для оценки КИН мелких месторождений (с балансовыми запасами до 3 млн т). Предполагается «мгновенный» ввод залежи в разработку (независимо от темпов разбуривания) 0,48 при Кохв = 0,75 и К^ =0,64; 0,19 при КоХв = 0,3 и КвЫТ = 0,64

13. Эмпирические экстраполяционные методы Используются при продолжении реализации разработки месторождения. В основу положены характеристики вытеснения, т.е. зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости, построенные по фактическим данным за достаточно длительный период разработки - Величина КИН не оценивалась в связи с тем, что разработка Чаяндинского месторождения еще не начата

Таблица 2

Сравнительные результаты расчетов КИН по Северному блоку ботуобинской залежи

Зависимость К = 280 мД, 3 = 49 га/скв К = 600 мД, 3 = 49 га/скв К = 600 мД, 3 = 100 га/скв

1. Статистическая зависимость С.В. Кожакина, см. (1) 0,530 0,539 0,496

2. Статистическая зависимость В.К. Гомзикова и Н.А. Молотовой, см. (2) 0,524 0,551 0,507

3. Статистическая зависимость М.Т. Абасова и З.А. Султанова*, см. (3) 0,239 0,258 0,256

4. Статистическая зависимость В.К. Гомзикова, 1976 г, см. (4) 0,530 0,570 0,543

5. Эмпирическая зависимость № 1 Американского нефтяного института (АНИ 1), см. (5) 0,155 0,167 0,167

6. Эмпирическая зависимость № 2 Американского нефтяного института (АНИ 2), см. (6)** 0,385 0,475 0,475

7. Эмпирическая зависимость, см. (7) 0,346 0,445 0,253

8. Эмпирическая зависимость, см. (8) 0,299 0,397 0,210

9. Статистическая зависимость - эмпирический метод прогнозирования КИН, см. (9) 0,194 0,269 0,143

10.Статистическая зависимость - эмпирический метод прогнозирования КИН, см. (10) 0,336 0,400 0,277

11. Аналого-статистическая модель для оперативного расчета КИН, см. (11) 0,402 0,402 0,402

12.«Покоэффициентная» оценка КИН, см. (12) 0,48/0,19 0,48/0,19 0,48/0,19

* См. примечание в строке 3 табл. 1. ** См. примечание в строке 6 табл. 1.

2) зависимости (7)-(10), учитывающие условия разработки нефтяной залежи, в том числе нефтяных оторочек, как при водонапорном, так и при смешанном режимах.

Не вошли в указанные основные группы зависимости (3), (5), (12) и экстраполяцион-ные методы. Зависимость (3) позволяет провести оценку КИН в процессе разработки залежи после достижения максимального годового отбора нефти и начала обводнения продукции скважин; зависимость (5) - в условиях разработки залежей на естественном пластовом режиме с преобладанием режима растворенного газа. Зависимость (12) («покоэффициент-ная» оценка КИН) может успешно применяться лишь при условии, что точно известны коэффициенты вытеснения нефти водой Квыт и охвата пласта заводнением Ко.з. Экстраполяционные методы могут быть эффективны на стадии продолжения реализации разработки месторождения, когда имеются фактические данные разработки за достаточно длительный период. Либо если «смоделированная история» разработки месторождения, полученная с использованием гидродинамической модели залежи, достаточно точна и в ней нет сомнений.

Интересно проследить значимость («вес») того или иного параметра в рассматриваемых

зависимостях и его влияние на результаты расчета КИН. Проведенный анализ показывает различную «чувствительность» рассматриваемых статистических зависимостей к изменению величин параметров, входящих в формулы. Например, можно отметить влияние величины проницаемости, которое способно проявляться как в незначительной степени, так и существенно (результаты изменения К с 280 на 600 мД см. в табл. 2). Так, расчетная величина КИН по формуле (1) слабо «реагирует» на изменение проницаемости. В то время как в формулах (6)-(9) эта взаимосвязь прослеживается гораздо отчетливее.

Также отмечено влияние плотности сетки скважин (см. табл. 2). Так, эмпирические зависимости (7)-(10) заметно реагируют на изменение параметра 3 с 49 на 100 га/скв.

Исходя из анализа данных высокие значения КИН от 0,40 и более, полученные по зависимостям (1), (2), (4), (6) и (11) и реальные для водонапорного режима (см. табл. 2), в рассматриваемом случае - для условий Чаяндинского НГКМ - объективно завышены. При разработке нефтяной оторочки путем заводнения с учетом наличия газовой шапки (в ожидаемом при снижении пластового давления сочетании с режимом растворенного газа - т.е. в условиях

смешанного режима) нельзя предполагать столь высоких значений КИН. Условно «смешанный режим» - это частично водонапорный режим (разработка залежи с применением заводнения), частично (в свете наличия неизолированной или неизолируемой газовой шапки) режим растворенного газа.

Полученные значения КИН в диапазоне 0,12-0,28 по зависимостям (7)-(10), используемым не для условий «чисто» водонапорного режима, а для условий разработки залежей с применением заводнения, в том числе и с учетом наличия нефтяной оторочки (см. табл. 2), также подтверждают, что считать КИН по формулам для водонапорного режима некорректно.

Конечно, все рассматриваемые зависимости не могут учитывать осложняющих факто-

ров, связанных с разработкой нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ: сложность геологического строения и низкий энергетический потенциал залежи (в первую очередь аномально низкие пластовые давления), наличие неактивной законтурной воды, значительное содержание асфальтосмолистых веществ, высокую минерализацию пластовой воды и наличие солей в матрице коллектора [9]. Таким образом, принимая во внимание результаты проведенного анализа методических подходов к прогнозу КИН из нефтяных оторочек нефтегазо-конденсатных месторождений, а также имеющиеся на Чаяндинском НГКМ осложняющие геолого-физические факторы, следует ожидать более низкую по сравнению с утвержденной ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» величину КИН.

Список литературы

1. Люгай Д.В. Особенности освоения

и проектирования разработки Чаяндинского НГКМ / Д.В. Люгай // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. Газ и нефть Востока России: спец. вып. - С. 56-58.

2. РД 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. - М., 1986. - 254 с.

3. Отчет с подсчетом запасов газа, конденсата и нефти Чаяндинского месторождения.

Т. VII: Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по нефтяным оторочкам Чаяндинского месторождения. - М.: ВНИГНИ: Саханефтегаз, 2000.

4. Истомин В.А. Предупреждение гидратообразования в призабойной зоне пласта при высокой минерализации остаточной воды в коллекторе / В.А. Истомин, Д.М. Федулов,

И. И. Минаков и др. // Вести газовой науки: Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 4 (15). - С. 15-21.

5. Булгаков С.А. Нейросетевая методика оценки конечного коэффициента извлечения нефти. (На примере месторождений Самарской области) / С.А. Булгаков // Нефтегазовое дело. -2013. - № 1. - С. 59-70.

6. Лузина Н.Г. Применение аналого-статистических моделей для оперативного расчета КИН месторождений Пермского региона / Н.Г. Лузина, Д.С. Лобанов,

Р.Р. Имамов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. -№ 9. - С. 42-45.

7. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. -М., 2002. - 64 с.

8. Николаев В.А. Физические основы разработки месторождений углеводородов / В.А. Николаев. - М.; Ижевск, 2013. - 312 с.

9. Буракова С.В. Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек газоконденсатных залежей Восточной Сибири (на примере ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ) / С. В. Буракова, Д.В. Изюмченко, И.И. Минаков и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - 2013. - № 5 (16). - С. 124-133.