К оглавлению

Анализ осредненных показателей особенностей разработки нефтяных месторождений США и тенденции в их изменении

В.Н. ЩЕЛКАЧЕВ

Особенности разработки нефтяных месторождений США зависят как от специфических факторов, связанных с капиталистической системой хозяйства, рыночной конъюнктурой, экономикой каждого штата, так и от пластовых условий, влияющих на режим залежей, глубины залегания нефтесодержащих пластов, качества нефти и т. д.

Автор ставит перед собой задачу выявить первоначально некоторые осредненные показатели разработки, основываясь на анализе общего статистического материала, характеризующего разработку месторождений вне зависимости от их индивидуальных особенностей и технико-экономических факторов. Конечно, такие осредненные показатели имеют ограниченную ценность, но знать их необходимо, чтобы затем выделить наиболее заметные отступления истинных показателей разработки конкретных месторождений от средних.

С анализа таких отступлений будет удобно начать выявление отдельных факторов, влияющих на разработку.

Из всех нефтяных месторождений США мы выделили по состоянию на 1 января 1957 г. три группы (см. табл. 1).

Конечно, наименования месторождений «очень крупные», «крупные», «средней крупности» и т. п. являются, вообще говоря, условными, но мы их приняли ради удобства, так как они связаны с определенными количественными показателями по величине начальных промышленных запасов нефти, извлекаемых из залежей за время от начала до конца их разработки.

В табл. 2 приведены данные о добыче нефти и числе скважин по каждой из трех групп месторождений.

В табл. 2 принято, что в 1956 г. в США добыто 416 млн. м³ нефти и фонд действующих скважин на 1 января 1957 г. состоял из 554 774 скважин.

По табл. 1 и 2 можно сказать, что анализом охвачено 825 месторождений, обеспечивающих более ³/₄ всей добычи нефти в США, и что число эксплуатационных скважин этих месторождений составляет более половины всего действующего фонда скважин США. При таком охвате месторождений результаты проведенного анализа показателей их разработки можно считать достаточно характерными.

При анализе показателей разработки в каждой из трех групп месторождений выделены те, в которых накопленная к 1 января 1957 г. с начала эксплуатации добыча нефти оказалась (в процентах по отношению к начальному промышленному запасу): более 50%, что соответствует сравнительно поздней стадии разработки; менее 50%, что соответствует сравнительно ранней стадии разработки; менее 20%, что соответствует начальной стадии разработки.

Конечно, и сами названия «поздняя стадия», «ранняя стадия» и отвечающие им предельные количественные показатели (50%, 20%) являются условными. Однако в среднем такое подразделение позволило выявить определенные, очень интересные тенденции и закономерности в изменении показателей разработки.

В каждой из трех основных групп месторождений выделены те, в которых сетка скважин сравнительно редкая - с площадью 16 га и более на одну скважину, а также те месторождения, скважины которых сравнительно высокодебитные - со средними дебитами 10 м³/сутки и более. Следует учесть, что средний дебит всех скважин действующего фонда США равен 1,77 т/сутки или точнее 2,05 м³/сутки, поэтому дебит скважины 10 м³/сутки действительно является сравнительно высоким. При подсчете дебитов учитывалась только добыча нефти; по добыче воды сведений по большинству месторождений пока не найдено.

В табл. 3, 4 и 5 приведены осредненные показатели разработки по каждой из трех основных групп месторождений и по упомянутым выше их подразделениям.

Осредненные показатели подсчитывались следующим способом: сначала соответствующий показатель (например, площадь на одну скважину и годовая добыча нефти в процентах от начального запаса) подсчитывался для каждого месторождения, затем определялась среднеарифметическая величина от вычисленных показателей, которая и принималась в качестве осредненного показателя для всей группы.

Каждая из табл. 3-5 отражает одни и те же закономерности, чем подтверждается их общность. Например, площадь на одну скважину оказывается тем большей, чем в более ранней стадии разработки рассматриваются месторождения. Так, для всей II группы месторождений (см. строку 1 в табл. 4) средняя плотность сетки составляет 10,4 га/скв. Если же в этой группе выделяются более старые месторождения, в каждом из которых накопленная добыча нефти превосходит 50% от начального промышленного запаса (см. строку 2 в табл. 4), то для них плотность сетки соответствует 8,99 га/скв, т. е. скважины расставлены более тесно. Наоборот, если во II группе выделяются более молодые месторождения, в каждом из которых накопленная добыча нефти не превосходит 20% от начального промышленного запаса (см. строку 4 в табл. 4), то для них плотность сетки соответствует 18,3 га/скв, т. е. скважины расставлены более редко. Соответственно и средние дебиты на скважину большие для молодых месторождений с редкими сетками, чем для старых с тесными сетками скважин.

Далее, как и следовало ожидать, чем моложе месторождение, тем больше годовая добыча нефти в процентах от начального и остаточного промышленного запаса, причем, конечно, сокращается различие между величинами годовой добычи в процентах от начального и остаточного промышленного запаса. Так, например, для каждого из всех месторождений II группы (см. табл. 4) добыча нефти за 1956 г. составляла в среднем 2,70% от начального промышленного запаса, для старых же (с накопленной добычей менее 20% от запаса) соответственно 2,08 и 4,36%.

Сопоставляя 2, 3 и 4 строки табл. 3, 4, 5, мы тем самым сравниваем показатели для месторождений, находящихся в различных стадиях разработки, но одной группы по крупности.

Сравнивая 1 и 6 строки каждой таблицы, легко заметить, что в подгруппе месторождений со сравнительно высокодебитными скважинами (10 м³/сутки и более на одну скважину) приходится на одну скважину большая площадь, чем в среднем для всех месторождений группы.

Сравнивая 1 и 5 строки этих же таблиц, замечаем, что в подгруппе месторождений со сравнительно редкой сеткой (16 га/скв и более) среднесуточный дебит одной скважины в подгруппе больше, чем для всей группы (Судя по табл. 3, соотношение упомянутых величин иное - средний дебит одной скважины во всей группе несколько больше, чем в подгруппе месторождений с редкой сеткой, но это нельзя признать характерным, ибо подгруппа месторождений с редкой сеткой в I группе очень малочисленна: всего три месторождения из 45.).

Интересные закономерности выявляются при сравнении месторождений различной крупности.

Так, например, оказывается, что сетка скважин наиболее тесная у месторождений I группы (наиболее крупных; см. табл. 3) и наименее тесная у месторождений III группы (наименее крупных; см. табл. 5).

Месторождения I группы (наиболее крупные) оказываются в наиболее поздней стадии разработки: по каждому из них в среднем добыча, накопленная к 1 января 1957 г., составляет 63,8% от начального запаса. По месторождениям же III группы (наименее крупным) соответствующая величина равна 44,4%, т. е. месторождения этой группы в среднем более молодые. Следовательно, оказывается, что за последнее время крупные месторождения в США открываются все реже, поэтому они и оказываются наиболее старыми.

Величина среднесуточного дебита скважины также закономерно увеличивается при переходе от I группы месторождений ко II и потом к III группам.

Вообще говоря, общие темпы разработки в США достаточно высокие. В самом деле, даже для тех наиболее старых 33 месторождений I группы, по каждому из которых накопленная добыча больше 50% и в среднем равна 72,3% от начального запаса, добыча нефти за 1956 г. составляла еще 2,17% от начального запаса. Годовая же добыча за 1956 г. по наиболее молодым месторождениям III группы, у которых накопленная добыча не превосходит 20% от начального запаса, равна 7,06% от начального запаса.

Сетка скважин по месторождениям США в среднем весьма плотная. Она изменяется от 5,87 га/скв для наиболее старых месторождений I группы (см. строку 2 в табл. 3) до 19,5 га/скв по наиболее молодым месторождениям III группы (см. строку 4 в табл. 5). Как уже указывалось, в расстановке скважин выявлена определенная тенденция: на более молодых месторождениях сетка скважин более редкая (табл. 6).

Плотность сетки скважин, приведенная в табл. 3-6, подсчитывалась путем деления всей начальной площади нефтеносности на общее число скважин, эксплуатировавшихся на данном месторождении на 1 января 1957 г. При таком способе подсчета площадь, приходящаяся на одну скважину, несомненно, преувеличивалась.

Во-первых, при подсчете плотности сетки на число скважин делилась вся площадь нефтеносности. Как известно, у нас в проектно-исследовательских институтах плотность сетки подсчитывается при учете не всей площади внутри внешнего контура нефтеносности, а лишь при учете площади, находящейся в районе расположения эксплуатационных скважин.

Кстати сказать, на месторождениях США водоплавающая часть залежи разбуривается эксплуатационными скважинами, т. е. в США не считают (как это у нас предполагали некоторые исследователи), что промышленные запасы нефти из водоплавающей части залежи можно отобрать только теми скважинами, которые расположены во внутреннем контуре нефтеносности. Практика разработки месторождений США подтверждает целесообразность следующего предложения, сформулированного, например, в докладе автора на Всесоюзном совещании по нефтедобыче в 1956 г. в г. Куйбышев: широкую водоплавающую часть залежи необходимо отрезать при помощи ряда (батареи) нагнетательных скважин и выделять в объект самостоятельной разработки. Конечно, сетка эксплуатационных скважин и режимы их работы в водоплавающей части залежи будут иные, чем во внутренней ее части.

Во-вторых, при подсчете плотности сетки мы учитывали лишь те скважины, которые числились действующими на 1 января 1957 г. Но ведь многие молодые месторождения не были еще полностью разбурены, т. е. на той же площади нефтеносности должны еще прибавиться новые скважины. Это должно особенно сказаться на тех категориях месторождений (с накопленной добычей менее 20% от начального запаса), для которых сетка скважин получалась наиболее редкая.

Кроме того, по ряду месторождений имеется категория скважин уже бездействующих, например из-за их обводненности. Мы из-за отсутствия данных не учитывали эти скважины и сокращения контура нефтеносности.

Наконец, имеются и такие месторождения, по которым многие скважины временно законсервированы. Так, например, в статистических данных на 1 января 1957 г. по месторождению Элк Хиллс в Калифорнии указывалось 290 действующих скважин, а начальная площадь нефтеносности была равна 7412 га. Подсчет плотности сетки скважин дал величину 25,6 га/скв. Эта величина резко выделялась среди других, полученных для месторождений 1 группы (наиболее крупных). При проверке оказалось, что большое месторождение Элк Хиллс служит специальной «резервацией» военно-морского флота США. Во время войны из этого месторождения добывали много нефти на нужды флота, а с 1945-1946 гг. добычу нефти резко сократили и законсервировали большое количество скважин. Оказалось, что на месторождении Элк Хиллс на самом деле пробурено 997 эксплуатационных скважин, а не 290, как можно принять по статистическим сводкам. Поэтому пересчитанная плотность сетки оказалась равной 7,44 га/скв вместо ранее подсчитанной 25,6 га/скв. Конечно, такого рода изменения в плотности сетки скважин могут быть лишь по отдельным месторождениям, причем, вероятнее всего, по тем, для которых плотность сетки больше всего отличается от средней.

Три перечисленных выше фактора (неполная разбуренность месторождений, скважины, бездействующие из-за сокращения текущей площади нефтеносности и по другим причинам, временная консервация скважин) могли повлиять на завышение упомянутой величины(Только по некоторым многопластовым месторождениям неполнота опубликованных сведений и принятая методика подсчета приводили к занижению площади, приходящейся на каждую скважину.).

Итак, хотя рассмотренные осредненные показатели разработки имеют ограниченную ценность и роль отдельных факторов пока еще полностью не раскрыта, тем не менее проведенный анализ позволяет сделать ряд интересных выводов.

На основании данных табл. 6 и сделанных по поводу нее замечаний можно утверждать, что с площадью, большей 32 га на одну скважину, имеется не более 30 месторождений, из которых 28 из III группы, т. е. из группы ниже средних малых месторождений. Сравнительно редки и месторождения с площадью выше 25 га на одну скважину.

Анализ фактических материалов разработки показывает, что столь редкая для американских условий сетка скважин применялась отнюдь не как новая норма сетки, а благодаря каким-либо конкретным особенностям нефтеносного пласта и экономическим причинам.

Так, например, месторождение Спраберри в Западном Тексасе было открыто в январе 1949 г. и интенсивно разбуривалось; до начала 1953 г. были пробурены 2234 скважины. Это большое месторождение входит в выделенную I группу. Глубины залегания двух сравнительно маломощных пластов (8-9 м, а в центральной части залежи до 5 м), сложенных плотным песчаником, колеблются в пределах 1890-2160 м. Почти вся залежь нефти была разбурена по сетке 16 га/скв. Оказалось, что проницаемость основного скелета продуктивного песчаника очень мала - до 1 миллидарси. Малой была и продуктивность скважин, значительно увеличивавшаяся после гидроразрыва. Однако в продуктивных пластах сильно развита вертикальная трещиноватость, что привело к весьма интенсивному взаимодействию скважин. Учитывая все эти обстоятельства, в декабре 1952 г., когда почти все месторождение было уже разбурено, было принято решение перейти на более редкую сетку с плотностью 32 га/скв.

Рифовое месторождение Солт Крик в Западном Тексасе было открыто в 1950 г. и разбурено по сетке с плотностью 32 га/скв. На этом месторождении сетка скважин была выбрана вдвое реже, чем на соседних, ранее открытых рифовых месторождениях Келли Снайдер, Даймонд М., Шэрон Ридж с теми же глубинами залегания - порядка 2000 м.

Выбор вдвое более редкой сетки скважин на месторождении Солт Крик объяснялся, по-видимому, тем, что на соседних месторождениях в процессе разработки наблюдалось катастрофическое падение пластового давления, ибо каждая залежь нефти была со всех сторон закрыта и добыча нефти осуществлялась только за счет ее упругого запаса в пласте.

Месторождение Пембина (самое большое месторождение Канады, провинция Альберта) разрабатывалось так же, как в США. Нефть залегает в стратиграфической ловушке пласта Кардиум, сложенного песчаником. Глубины залегания 1380-1740 м, на большей части залежи мощность пласта изменяется от 3,3 до 6 м, средняя проницаемость порядка 15 миллидарси. Это месторождение, открытое в 1950 г., оказалось одним из самых больших по площади в Северной Америке. В периферийных частях месторождения мощность песчаника уменьшается и активный напор краевых вод отсутствует. Большая часть месторождения была разбурена по сетке с плотностью 32 га/скв. Затем было принято решение разбуривать периферийную часть залежи по сетке 64 га/скв. К середине 1957 г. на месторождении было пробурено 1750 скважин на площади 70000 га, т. е. в среднем на каждую скважину приходилась площадь 40 га. На выбор столь редкой сетки (в условиях США и Канады) повлияли исключительно трудные условия: одна четверть всей площади месторождения сильно заболочена. Остальная часть площади покрыта лесом, нет дорог. Бурение возможно только зимой. Характерно, что разреженная сетка скважин с плотностью 64 га/скв осуществлена как раз на периферийной западной сильно заболоченной площади. Упомянутые условия в совокупности с коллекторскими свойствами пласта оказывали существенное влияние на экономику разработки и тем самым вынудили частные фирмы прибегнуть к редкой сетке скважин. В начальной стадии разработки стало наблюдаться столь сильное падение пластового давления, что необходимо было применить искусственное воздействие на пласт.

По проекту поддержания пластового давления предусматривалось: на центральной части месторождения, разбуренного прямолинейными рядами скважин (в соседних рядах скважины располагались в шахматном порядке) с плотностью 32 га/скв, начать закачивать воду во все скважины через каждый ряд. Таким образом, поддержание пластового давления должно было осуществляться с ранней стадии разработки при помощи площадного заводнения. После перевода части скважин (через каждый один ряд) в нагнетательные оставшиеся эксплуатационные скважины оказались расположенными по сетке 64 га/скв. Таким образом, упоминаемая иногда сетка 64 га/скв в центральной части месторождения Пембина не начальная сетка, а полученная после осуществления процесса площадного заводнения. Для увеличения нефтеотдачи в пласт закачивают воду, предварительно подогретую до 32°.

Следует заметить, что осуществляемый на Пембина процесс площадного заводнения для целей поддержания пластового давления на ранней стадии разработки представляет большой интерес. Несомненно, что во многих случаях такой процесс будет вполне целесообразно применять и на наших месторождениях (или на отдельных их участках), если коллекторские свойства пласта столь плохи, что ни законтурное, ни центральное заводнения, ни разрезание залежи на отдельные объекты не дают нужного эффекта.

МНИ

Таблица 1 Характеристика трех групп месторождений США, подвергнутых анализу

Группа	Общая характеристика месторождений каждой группы	Число месторождений в группе	Начальный промышленный запас нефти в каждом из месторождений
			млн. баррелей**	млн. м^3	млн. т
I	Очень крупные	45	Более 300	Более 47,7	Более 41,1
II	Крупные	150	От 300 до 100	От 47,7 до 15,9	От 41,1 до 13,7
III*	Средней и ниже средней крупности	630	Менее 100	Менее 15,9	Менее 13,7

* В III группу включены не все месторождения с начальными промышленными запасами менее 15,9 млн. м³, а лишь те, у которых текущая суточная добыча нефти не меньше 1 тыс. барр/сутки (т.е. 159 м³/сутки), а по штату Тексас не меньше 3 тыс. барр/сутки (477 м³/сутки).

** При переводе баррелей в тонны для нефтей США округленно принято, что 7,30 барреля весят 1 т. В дальнейшем количество нефти будем приводить в кубических метрах.

Таблица 2

Группа	Добыча за 1956 г.		Количество скважин *
	млн. м^3	% ко всей добыче в США	численное количество	% ко всему фонду США
I	94,9	22,8	85302	15,4
II	96,5	23,2	84523	15,2
III	129,5	31,1	110228	19,9
Всего	320,9	77,1	280053	50,5

Число скважин в месторождениях I и II групп фактически еще больше, ибо не учтены скважины месторождений Брэдфорд и Аллегани, входящих соответственно в I и II группы. По этим двум месторождениям не были найдены данные о числе действующих скважин по состоянию на 1 января 1957 г.

Таблица 3Средние показатели разработки по каждому из месторождений I группы и отдельных входящих в нее подгрупп

№ строк	Характеристика месторождений	Число месторождений	Накопленная добыча, % от начального промышленного запаса	Добыча за 1956 г., % от		Среднесуточный дебит одной скважины, м3/сут	Площадь на одну скважину, га
				начального промышленного запаса	оставшегося промышленного запаса
1	Все месторождения I группы	45	63,8	2,44	7,34	6,65	6,82
2	Месторождения с накопленной добычей, большей 50% от начального промышленного запаса	33	72,3	2,17	8,02	6,82	5,87
3	Месторождения с накопленной добычей, меньшей 50% от начального промышленного запаса	12	40,2	3,22	5,47	6,19	8,54
4	Месторождения с накопленной добычей от 20% до 40% от начального промышленного запаса*	4	30,9	3,23	4,77	9,26	11,4
5	Месторождения со средней площадью на 1 скв. 16 га и более	3	65,1	3,05	8,86	5,01	17,1
6	Месторождения со среднесуточной добычей на 1 скв. от 10 м^3/сутки и больше	6	56,2	3,85	9,27	25,2	8,04

* В группе нет месторождений, в которых бы накопленная к 1.1.1957 г. добыча нефти была менее 20% от начального промышленного запаса.

Таблица 4 Средние показатели разработки по каждому из месторождений II группы

и отдельных входящих в неё подгрупп

№ строк	Характеристика месторождений	Число месторождений	Накопленная добыча в % от начального промышленного запаса	Добыча за 1956 г., % от		Среднесуточный дебит одной скв. м^3/сут	Площадь на 1 скважину, га
				начального промышленного запаса	оставшегося промышленного запаса
I	Все месторождения II группы	150	61,7	2,70	7,61	7,05	10,4
2	Месторождения с накопленной добычей, большей 50% от начального промышленного запаса	105	74,0	2,08	8,13	5,35	8,99
3	Месторождения с накопленной добычей, меньшей 50% от начального промышленного запаса	45	32,9	4,16	6,39	11,0	13,6
4	Месторождения с накопленной добычей на 20% и менее от начального промышленного запаса	11	12,8	4,36	5,06	13,1	18,3
5	Месторождения со средней площадью на 1 скважину 16 га и более	28	55,5	2,45	6,34	9,03	23,5
6	Месторождения со среднесуточной добычей на 1 скважину от 10 м^3/сутки и более	36	48,8	3,76	8,29	14,7	13,3

Таблица 5 Средние показатели разработки по каждому из месторождений III группы и отдельных входящих в неё подгрупп

№ строк	Характеристика месторождений	Число месторождений	Накопленная добыча, % от начального промышленного запаса	Добыча за 1956 г., % от		Среднесуточный дебит одной скв., м^3/сут	Площадь на 1 скважину, га
				начального промышленного запаса	оставшегося промышленного запаса
1	Все месторождения III группы	630	44,4	4,92	9,37	8,15	13,7
2	Месторождения с накопленной добычей, большей 50% от начального промышленного запаса	269	66,6	3,13	10,8	5,30	11,9
3	Месторождения с накопленной добычей, меньшей 50% от начального промышленного запаса	361	27,8	6,25	8,57	10,3	14,9
4	Месторождения с накопленной добычей на 20% и менее от начального промышленного запаса	120	12,7	7,06	7,85	11,8	19,5
5	Месторождения со средней площадью на 1 скв. 16 га и более	185	34,4	4,93	8,04	11,9	25,8
6	Месторождения со среднесуточной добычей на 1 скв. 10 м^3/сутки и более	189	34,2	5,97	9,79	17,2	18,6

Таблица 6 Распределение рассматриваемых 825 месторождений по плотности сетки скважин

Площадь на одну скважину, га/скв	Число месторождений по группам				Число месторождений, % ко всем 825 рассмотренным месторождениям
	в 1	во II	в III	всего
Меньше 16	42	122	445	609	73,8
16-25	3	19	143	165	20,0
Больше 25	-	9	42	51	6,2
32	-	2	28	30	3,6
48	-	1	12	13	1.6