Некоторые вопросы составления проекта разработки нефтяных и газовых месторождений
М. А. ИСКЕНДЕРОВ
Учитывая, что в настоящее время в Азербайджане открыт ряд новых перспективных нефтяных и газовых месторождений на море и на суше (Нефтяные Камни, банка Дарвина, о. Песчаный, Карадаг, Кюровдаг и т. д.), для которых необходимо составить проекты разработки, мы решили в данной статье заострить внимание наших специалистов на некоторых вопросах составления проекта разработки.
Опыт работы Нефтяной экспедиции Академии наук АзербССР убедительно говорит о том, что только при содружестве научных работников и производственников возможно решить задачу составления качественных проектов разработки нефтяных и газовых месторождений.
Такое содружество дает достаточный материал исследователям для получения исходных данных и вместе с тем представляет нашим инженерам и техникам, работающим на нефтяных промыслах, возможность повышения их теоретических знаний.
Однако, несмотря на наличие такого содружества, зачастую на практике при составлении проекта разработки мы сталкиваемся с рядом вопросов, решение которых вызывает большие затруднения. Затруднение главным образом заключается в скудности исходных данных для проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений, а также в недоброкачественности некоторых из них.
Эти данные мы получаем в основном при бурении скважин. Однако в силу неудовлетворительной постановки геологической работы в буровых предприятиях, а также отсутствия совершенных конструкций колонковых долот во время бурения получают всего 20-30% кернового материала. А практика говорит, что это исключительно мало и эти данные безусловно не дают полного представления о залежи.
Поэтому нам кажется, что надо обратить очень серьезное внимание на проводку скважины и вскрытие нефтяного пласта.
Какие же данные мы должны получить из скважины? Это данные о пористости и насыщенности коллекторов различными жидкостями, необходимые для оценки запасов нефти и газа в залежи, об абсолютной и фазовой проницаемости, о сжимаемости породы, гранулометрической характеристике и удельной поверхности коллектора и пр. Наличие этих данных позволяет правильно оценивать свойства пласта при осуществлении гидродинамических расчетов.
Основные данные о свойствах пласта должны быть получены в процессе проведения разведочных работ. Правда, это не говорит о том, что в последующем, т.е. в процессе разработки, не следует заниматься определением этих данных. Надо помнить, что первоначальные данные должны в дальнейшем корректироваться и пополняться новыми данными.
Возникает вопрос, возможно ли, пользуясь только данными, полученными при бурении разведочных скважин, составить проект разработки нефтяных и газовых месторождений? На этот вопрос можно ответить отрицательно. Необходимо эти первые данные уточнить во время опытной эксплуатации. Кроме того, во время опытной эксплуатации должен быть собран ряд материалов, которые не могут быть получены при бурении разведочных скважин, как, например, данные о предельно допустимом дебите, изменения во времени газовых факторов и т. д. Поэтому установлен 6-месячный срок опытной эксплуатации разведочных скважин с тем, чтобы накопить достаточный материал для составления проекта разработки.
Однако время опытной эксплуатации месторождений для получения новых и проверки ранее полученных данных используется совершенно неудовлетворительно.
О том, как с незнанием дела иногда проводят исследование скважин, говорит следующий факт. Недавно было решено одну из скважин, находящуюся в опытной эксплуатации в Карадагском газоконденсатном месторождении, остановить для определения пластового давления; однако уже через 2 часа скважину пустили, мотивируя это тем, что за время 2-часовой остановки уже установилось пластовое давление.
Ясно, что такой замер не мог установить точной величины пластового давления, так как в последующем было доказано, что по Карадагскому месторождению давление на забое скважин восстанавливается полностью лишь через 10-15 дней.
Таких примеров можно привести очень много.
Во время опытной эксплуатации разведочных и первых эксплуатационных скважин необходимо производить по каждой скважине весь комплекс промысловых исследований, предусматривающий определения величины проницаемости по индикаторным кривым, а также по кривым восстановления давления, динамики изменения газовых факторов, величины начального пластового давления и темпов его снижения, величины предельно допустимых дебитов и забойных давлений, взаимовлияния скважин и т. д.
Только в результате этих исследований можно выявить естественные условия, благоприятствующие развитию того или иного режима работы пласта.
Таким образом, при правильной организации разведки и опытной эксплуатации разведочных и первых эксплуатационных скважин представляется возможным получить исходные физико-геологические данные, необходимые для выбора рациональной системы разработки нефтяных месторождений.
Практика проектирования разработки нефтяных месторождений показывает, что когда при недостаточной разведанности и изученности залежи составляют проекты, то они в ближайшее же время оказываются нереальными из-за сильных изменений некоторых из исходных физико-геологических данных. В качестве такого примера можно привести проект разработки морского месторождения банка Дарвина.
Для этого месторождения на основе только предварительных данных Нефтяной экспедицией был составлен проект разработки. Однако в последующем во время разведки и опытной эксплуатации были получены данные, совершенно отличные от первоначальных, и составленный проект оказался браком.
В таких случаях можно считать целесообразным составление лишь плана доразведки залежи й предварительной схемы разработки продуктивного горизонта или месторождения; при этом предусматривается бурение таких скважин, которые при всех возможных вариантах разработки оказались бы необходимыми как эксплуатационные или нагнетательные и которые позволили бы произвести дальнейшее более тщательное и детальное изучение всей залежи для составления проекта и последующего выбора рационального варианта разработки.
Но тут не надо ударяться и в другую крайность. Приведем пример, когда на относительно небольшой площади (Кюровдаг), не закончив проведения всех необходимых разведочных работ, предлагают пробурить такое количество оценочных скважин, что фактически уже не будет необходимости в составлении проекта разработки, ибо вся нефтеносная площадь по окончании бурения окажется охваченной оценочными скважинами.
Поэтому при относительно больших размерах залежи можно признать целесообразным двухстадийное проектирование. В начальный период, когда залежь недостаточно изучена, необходимо составить предварительную схему разработки и эксплуатации месторождения. При этом в предварительной схеме в основном освещаются вопросы дальнейшего ведения разведочных работ и более детального изучения месторождения, а также составляется предварительная схема размещения отдельных эксплуатационных и нагнетательных скважин. В предварительной схеме разработки надо установить бурение таких скважин, которые при всех возможных случаях являлись бы нужными.
Такой подход, очевидно, не задерживая пуска в эксплуатацию месторождения (что очень важно), позволит произвести дальнейшее более тщательное и детальное изучение всей залежи и, следовательно, составление окончательного генерального проекта разработки и эксплуатации нефтяного месторождения.
Известно, что естественная пластовая энергия не всегда может обеспечить рациональную разработку месторождения (например, потребные темпы отбора или надлежащую полноту извлечения нефти из недр и др.).
Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из пласта применяются методы поддержания пластового давления, которые также увеличивают коэффициент нефтеотдачи и удлиняют фонтанный период эксплуатации скважин.
Поэтому одним из главных вопросов при проектировании разработки является установление целесообразности применения и выбор воздействия на залежь.
Некоторые товарищи предлагают при низких значениях проницаемости пластов (порядка 10-30 миллидарси) отказаться от воздействия, ибо поглотительная способность нагнетательных скважин будет низкой, а затраты будут большими и т.д. Нам кажется, что следует идти по пути создания новых мощных насосов и компрессоров, по пути применения гидравлического разрыва и других технических приемов для увеличения приемистости нагнетательных скважин и применения методов поддержания пластового давления почти во всех случаях, конечно, при учете экономических факторов.
В последнее время в Советском Союзе открыто много новых нефтяных месторождений с большими запасами нефти. В таких случаях для увеличения отбора рекомендуется одновременно применять внутриконтурное заводнение, т. е. разрезать залежь на отдельные части с тем, чтобы увеличить фронт нагнетания.
Применяются и другие методы воздействия на пласт, например центральная система заводнения.
Далее необходимо выбрать схему размещения и число эксплуатационных скважин. При этом надо исходить из условий обеспечения максимальной нефтеотдачи и в то же время по возможности высоких темпов разработки всей залежи.
Затем выбираются различные варианты разработки нефтяных месторождений и определяются расчетным путем или на электромодели основные показатели процесса разработки.
Последним этапом метода является установление экономической эффективности всех рассматриваемых вариантов разработки (себестоимость нефти, эффективность капитальных вложений и т. д.).
В заключение на основе анализа технико-экономических показателей различных систем разработки нефтяного месторождения выбирают рациональный вариант.
Хочу остановиться еще на одном на мой взгляд важном вопросе - взаимовлиянии скважин и нефтяных месторождений.
Практика разработки многочисленных нефтяных залежей с самой различной физико-геологической характеристикой дает большое число ярких примеров взаимодействия не только скважин (расположенных в пределах одной залежи или участков залежи), но и отдельных залежей одного и того же стратиграфического горизонта.
Я не буду приводить примеров взаимодействия скважин или участков одной и той же залежи, так как они известны из повседневной практики разработки.
В меньшей степени изучен вопрос взаимодействия отдельных залежей.
Однако анализ прошлой разработки отдельных залежей, расположенных на одной тектонической линии, дает некоторые данные об их взаимодействии.
Так, почти все геологи, работающие в Азербайджане, в особенности в Ленинском районе, хорошо знают о том, что в свое время в районе Кирмакинской складки (где отложения ПК свиты выходят на дневную поверхность) отмечались водяные источники из ПК свиты. Эти источники иссякли вскоре после массовой разработки залежей ПК свиты соседнего Балахано-Сабунчино-Раманинского месторождения.
Далее исследованиями В.М. Николаева в свое время была установлена связь между разработкой XIII пласта Ново-Грозненского района и работой горячеводских источников, расположенных в 20 км от разрабатываемой залежи XIII пласта.
Известно также, что в связи с разработкой нефтяного Соколовогорского месторождения (Саратовская область) начальные приведенные пластовые давления в скважинах соседнего месторождения Песчаный Умет, вступившего позднее в разработку, были ниже, чем по Соколовогорскому месторождению, а в настоящем, когда было осуществлено законтурное заводнение по Соколовогорскому месторождению, отмечалось увеличение пластового давления и в месторождении Песчаный Умет.
Известно, что VIII горизонт на площади Локбатан- Пута имел в начале разработки пластовое давление 120-150 ат, что значительно выше гидростатического напора, а в настоящее время давление в залежи снизилось до 40-70 ат.
В октябре 1957 г. при опробовании VIII горизонта в скв. 211, расположенной на востоке Карадага на расстоянии 6 км от ближайших скважин VIII горизонта площади Пута, получили пластовую воду. При проверке оказалось, что статический уровень воды находится на 70 м ниже устья скважины, т.е. пластовое давление оказалось на 7 ат ниже давления гидростатического столба воды.
Далее в седьмых горизонтах на площади Локбатан-Пута за время разработки давление в залежи снизилось с 100-130 до 40-60 ат.
В июле 1956 г. при опробовании седьмых горизонтов в скв. 110, расположенной на востоке площади Карадаг, получили пластовую воду. Статический уровень в скважине оказался на 50-60 м ниже устья скважины. Таким образом, пластовое давление оказалось на 5-6 ат ниже давления гидростатического столба воды. По нашему мнению, это связано с тем, что при разработке восьмых и седьмых горизонтов на площади Пута - Локбатан пластовое давление снизилось по всему бассейну, включая зону расположения скв. 211 и 110, находящихся на расстоянии 6 км ближайших скважин площади Пута.
Остановлюсь еще на примере взаимовлияния скважин Карадагского газоконденсатного месторождения, расположенных друг от друга на расстоянии 1000-1500 м.
Скв. 78 вступила в эксплуатацию 1/1 1955 г. (гор. VIIa, фильтр 3815- 3823 м) и находится в непрерывной эксплуатации. Скв. 105, расположенная на расстоянии 950 м к юго-востоку от скв. 78, вступила в эксплуатацию 15/III 1957 г. (гор. VIIa+VII, фильтр 3858-3944 м). До вступления в эксплуатацию скв. 105 скв. 78 работала со стабильным дебитом. За 3 месяца до вступления в эксплуатацию скв. 105 дебит скв. 78 через 12-8-мм штуцер составлял газа 473 000-469 000 м3, конденсата 83-80 т. Непосредственно перед вводом в эксплуатацию скв. 105 работа скв. 78 характеризовалась следующими данными: штуцер 13 мм, дебит газа 470 000 м3, дебит конденсата 78 т, давление буферное 228 ат, давление затрубное 248 ат. После ввода в эксплуатацию скв. 105, фонтанирующей с дебитом газа 875 000 м3, конденсата 175 т, производительность и давление скв. 78 стали заметно падать. В апреле скв. 78 при работе через 13-мм штуцер имела дебит газа 462 000 м3, конденсата 77,5 т, при этом давление буферное снизилось до 220 ат (т.е. на 8 ат), затрубное до 237 ат (т.е. на 11 ат). В мае при 13-мм штуцере дебит газа составил 457 000 м3, конденсата 66,6 т, буферное давление 220 ат, затрубное 236 ат. В июне дебит газа при 13-мм штуцере снизился до 421 000 м3, конденсата 67,5 т, буферное давление 218 ат, затрубное 236 ат.
Таким образом, ввод в эксплуатацию скв. 105 оказал значительное влияние на работу скв. 78, расположенной на расстоянии 950 м.
Скв. 155 (горизонт VIIa + VII, фильтр 2661-2577 м) в октябре - декабре 1957 г. фонтанировала через 12-8-мм штуцер с дебитом газа 483 000 м3, конденсата 69,5-65,9 т, при буферном давлении 185-181 ат, затрубном 202-195 ат.
Послеввода в эксплуатацию скв. 133 (гор. VIIa + VII, фильтр 3167- 3079 м, дата ввода 26/XII 1957 г.), фонтанирующей с дебитом газа 465 000 м3, конденсата 62 т, характеристика скв. 155 значительно изменилась. В январе 1958 г. в скв. 155 при неизменных штуцерах 12-8 мм дебит газа снизился до 449 000 м3, конденсата 64 т, буферное давление до 173 ат, затрубное 193 ат. В феврале дебит газа составил 447 000 м3, конденсата 63,1 т, буферное давление 173 ат, затрубное давление 187 ат.
Снижение производительности скважины и устьевых давлений в скв. 155 можно объяснить влиянием скв. 133, расположенной на расстоянии 1350 м.
Аналогичные примеры имеются и в зарубежной практике разработки. Из числа последних классическим примером может служить интерференция на месторождениях, приуроченных к бассейну Вудбайн и Восточном Тексасе. Здесь свыше 12 залежей входит в единую водонапорную систему. Залежи вступили в разработку в разное время, причем было отмечено, что пластовое давление в первых скважинах залежей, введенных в разработку позже, оказывалось ниже первоначального пластового давления для всей водонапорной системы.
Все это свидетельствует о том, что проницаемый пласт в пределах физических границ его распространения (при отсутствии внутри этих границ тектонических, литологических и прочих экранов) представляет собой единую гидродинамическую систему. Депрессия, создаваемая в одной какой- либо точке этой системы, в большей или меньшей степени распространяется на всю систему.
Это явление безусловно можно выявить только тогда, когда будет хорошо поставлена исследовательская работа на разрабатываемых месторождениях, на что мы, к сожалению, до сих пор претендовать не можем.
Мы остановились на этом вопросе более подробно только лишь для того, чтобы еще раз подчеркнуть необходимость всестороннего ведения исследовательских работ на разрабатываемых месторождениях.
Спрашивается, можно ли устанавливать расстояния между скважинами лишь на основе данных об их взаимодействии? Безусловно нет, так как режим залежи (естественный и искусственный) также в определенной степени влияет на величину расстояния между скважинами. Столь же большое значение имеют и экономические факторы.
Другими словами, вопрос о расстоянии между скважинами должен быть решен только после комплексного изучения залежи.
Остановимся на некоторых вопросах проектирования разработки Карадагского газоконденсатного месторождения. Следует отметить, что при составлении этого проекта, кроме работников Нефтяной экспедиции Академии наук АзербССР, активное участие принимал профессорско-преподавательский состав АзИИ им. Азизбекова.
При составлении проекта разработки Карадагского газоконденсатного месторождения, где имеются высокие пластовые давления, у некоторых специалистов возникали сомнения, следует ли рассматривать вопрос о воздействии на эту залежь. Сомнения эти заключаются в том, что при нынешнем уровне развития техники мы не имеем достаточно мощных компрессоров или насосов и нет возможности доказать, сможет ли малопроницаемый пласт принимать газ или воду.
Нам кажется, что с этими специалистами нельзя согласиться. Если в настоящее время нет соответствующих агрегатов и оборудования, то можно и нужно пойти по другой линии, а именно - увеличить проницаемость пластов путем гидравлических разрывов. Если это не даст ожидаемых результатов, то нам кажется, что при определенном этапе разработки месторождения, когда пластовое давление в нем снизится до значения, при котором появится возможность закачки, надо обязательно начать воздействие с тем, чтобы извлечь из пласта максимум того, что он имеет.
В настоящее время, когда уже почти готов проект разработки этого месторождения, можно смело сказать, что к воздействию на эту залежь можно будет приступить через определенное время.
Карадаг - это первое газоконденсатное месторождение, открытое у нас в республике. Полученные за последнее время результаты разведочных работ показывают, что такие газоконденсатные месторождения будут открыты еще. А как мы должны там вести работу? По нашему мнению и мнению работников нефтяной промышленности, надо в одном из богатых конденсатных месторождений попробовать закачку сухого газа с тем, чтобы предотвратить выпадение конденсата в пласте.
Конденсат необходим для развития химической промышленности, поэтому необходимо добиться выноса его на поверхность.
В связи с тем что в Карадаге наряду с газоконденсатом обнаружена и нефтяная оторочка, некоторые специалисты считают необходимым начать немедленную закачку добываемого газа в пласт для уменьшения потерь нефти. По нашему мнению, с этими специалистами нельзя согласиться не только с теоретической, но и с практической точки зрения. Не останавливаясь на вопросе о том, почему нельзя согласиться с мнением этих товарищей, скажу, что следует идти по линии скорейшей доразведки нефтяной части залежи и интенсивной ее разработки. Воздействие на залежь может быть осуществлено в последующем как со стороны газо-нефтяного контакта, так и с законтурной части.
Институт геологии АН Азерб. ССР