Влияние числа эксплуатационных скважин на коэффициент нефтеотдачи
В статье приводится интересный анализ разработки ряда грозненских месторождений, характерных активными водонапорными режимами. Автор правильно отмечает излишнюю переуплотненность сетки скважин по указанным месторождениям. Однако вывод автора о том, что оптимальные расстояния между скважинами должны составлять 250- 300 м, нельзя распространять на месторождения восточных районов страны, площади нефтеносности которых в сотни и тысячи раз превышают площади грозненских месторождений. Эти месторождения разбуриваются по значительно более редкой сетке скважин (от 20 до 50 га) и рядом специалистов поднимается вопрос о дальнейшем ее разрежении. Редакция журнала считает целесообразным провести дискуссию по этому важному вопросу. (Прим. ред.)
Г.Т. МОВМЫГА
Выявление зависимости коэффициента нефтеотдачи пластов от количества эксплуатационных скважин имеет исключительно важное значение при разработке нефтяных залежей. Такую зависимость можно выявить по фактическим промысловым данным, полученным в результате разработки отдельных нефтяных пластов, находящейся ныне в стадии завершения. В качестве таких пластов нами выбраны XVI и XXII пласты Октябрьского и XII пласт Ташкалинского месторождений.
Краткая геолого-физическая характеристика и история разработки первых двух объектов нами уже рассматривались [2], поэтому остановимся только на характеристике XII пласта.
Нефтеносность XII пласта Ташкалинского месторождения приурочена к восточному периклинальному погружению Старогрозненской антиклинальной складки, осложненному разрывами. Основные скопления нефти в пласте связаны с надвинутой частью структуры, представляющей собой самостоятельный тектонический блок.
С трех сторон залежь ограничена разрывами и лишь с северо-востока она подпирается контурными водами. Залежь нефти имеет узкую вытянутую форму. Помимо основного блока, нефть в XII пласте установлена в поднадвиге и в клиновом блоке, однако размеры этих залежей невелики и трудно определимы, поэтому при дальнейшем анализе указанные блоки рассматриваться не будут.
В литологическом отношении XII пласт представлен сравнительно однородным мелкозернистым кварцевым песчаником. Средняя пористость его по данным 63 анализов равна 0,234, средняя проницаемость, определенная по кернам и по промысловым данным, - 2,1 дарси.
Нефть XII пласта легкая, парафинистая, вязкость ее в пластовых условиях при средней температуре 75° и первоначальном пластовом давлении 175 ат равна 1,2 сантипуаза. Газовый фактор равен 33,7 м3/т. Нефть в пласте находится в однофазном состоянии.
Коэффициент нефтенасыщенности определялся по кривым зависимости содержания «остаточной воды» от проницаемости и гранулометрического состава песчаника и равен 0,8. Режим пласта водонапорный.
Разработка XII пласта началась в ноябре 1945 г. и проходила в три этапа.
Первый этап (1945-1948 гг.) характеризуется ростом числа эксплуатационных скважин и добычи нефти, которая в 1948 г. при 19 эксплуатационных скважинах достигла максимума - 600 754 т/год.
Второй этап (1949-1950 гг.) отличается интенсивным падением добычи нефти, несмотря на ввод в эксплуатацию дополнительно 11 скважин.
Третий этап (1951-1958 гг.) характеризуется дальнейшим падением добычи нефти и широким применением форсированного отбора. С начала этого этапа в законтурную зону пласта нагнетали воду. Однако в 1956 г. была установлена нецелесообразность этого мероприятия и закачка воды была прекращена. В течение третьего периода эксплуатационный фонд пласта пополнился пятью новыми скважинами, причем четыре из них были возвратными. По состоянию на 1/1 1958 г. из XII пласта добыто 2 920 902 т нефти (с учетом нефти в эмульсии), при этом коэффициент нефтеотдачи пласта оказался равным 0,831. Годовая добыча нефти в 1957 г. составила 41958,5 т при общем отборе жидкости из пласта 820 713 т/год. Процент обводнения нефти 94,9.
Сопоставляя данные, приведенные для XII пласта, с аналогичными сведениями о XVI и XXII пластах Октябрьского месторождения [2], видим, что все три пласта обладают хорошими коллекторскими свойствами и ярко выраженным водонапорным режимом.
Разработка XVI пласта Октябрьского месторождения производилась бессистемно, причем в первые годы разработки (до 1930 г.) при размещении скважин водонапорный режим пласта не учитывался. При разбуривании XXII пласта этого же месторождения водонапорный режим пласта учитывался, однако скважины были заложены без полного учета структурных особенностей залежи. И только при разработке XII пласта Ташкалинского месторождения скважины с начала разработки закладывались сравнительно равномерно с учетом режима и структуры пласта.
На перечисленных залежах за период их разработки пробурено явно завышенное число эксплуатационных скважин, причем суммарная добыча по отдельным скважинам колеблется в очень широких пределах. Так, суммарная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину XVI пласта Октябрьского месторождения, колеблется от 985 375 т (скв. 2/17) до 10 т (скв. 3/22). Суммарная добыча нефти по скважинам XXII пласта этого же месторождения составляет от 578 446 т (скв. 41/11) до 64,4 т (скв. 72/13). Эти же показатели для XII пласта Ташкалинского месторождения соответственно равны 317 525,5 т (скв. 14) и 3,6 т (скв. 46).
Как видно, влияние отдельных скважин на нефтеотдачу пластов различно.
Для того чтобы установить, как изменяется коэффициент нефтеотдачи рассматриваемых пластов в зависимости от числа скважин, нами для каждого пласта было подсчитано количество скважин, необходимых для разработки его одним, двумя и тремя рядами их (для XVI и XXII пластов Октябрьского месторождения один ряд осевой, а остальные параллельны контуру нефтеносности) при расстояниях между скважинами 200, 250 и 300 м. Для каждого из этих вариантов была подсчитана суммарная добыча по такому же числу фактически эксплуатируемых скважин и определен достигнутый этими скважинами коэффициент нефтеотдачи. Скважины подбирались в порядке их дебитности и времени ввода в эксплуатацию.
Результаты расчетов приведены в табл. 1.
Полученные таким путем коэффициенты нефтеотдачи являются, конечно, заниженными, так как при каждом из рассматриваемых вариантов, кроме принятого числа скважин, работали и остальные фактически пробуренные скважины. Если бы последних не было, то добыча из заданного числа скважин была бы выше.
Кроме того, в расчетах не могла быть учтена неравномерность заложения скважин по площади и во времени.
Однако даже при этих условиях можно говорить о вполне определенных закономерностях изменения коэффициента нефтеотдачи в зависимости от числа скважин.
Данные табл. 1 свидетельствуют, что с увеличением числа скважин коэффициент нефтеотдачи анализируемых пластов растет, однако темп его роста не одинаков. Наиболее интенсивный рост этого коэффициента наблюдается для случаев, когда на пластах работает минимальное число скважин, соответствующее одному ряду скважин при расстояниях между ними 250-300 м. При дальнейшем увеличении числа скважин темп роста коэффициента нефтеотдачи заметно снижается, особенно для XXII пласта Октябрьского месторождения, где расстояние от осевой линии структуры до первоначального контура нефтеносности не превышает 260 м. Для других двух пластов темп роста коэффициента нефтеотдачи больше, но только до того момента, пока число скважин не окажется таким, которое необходимо для двухрядного варианта разработки при расстояниях между скважинами 250-300 м.
При дальнейшем увеличении количества скважин рост коэффициента нефтеотдачи незначителен и практического значения почти не имеет, особенно если учесть, что нефть, приходящаяся на эти оставшиеся скважины, можно было бы получить из основной группы скважин. Рассмотрим это на примере отдельных пластов.
XVI пласт Октябрьского месторождения
Разработка XVI пласта началась по существу в 1926 г. (до этого пласт эксплуатировался одной скважиной). Разбуривание залежи в основном было закончено в 1933 г. (120 скважин), после чего началось доуплотнение сетки разработки. Всего пласт эксплуатировался 214 скважинами.
Согласно табл. 1 при работе на пласте 22 скважин (однорядный вариант разработки с расстоянием между скважинами 300 м) коэффициент нефтеотдачи составляет 0,398, что соответствует 45,4% всей добычи нефти из пласта. С увеличением числа скважин коэффициент нефтеотдачи этого пласта растет до тех пор, пока количество скважин не составит 58- 65, что соответствует двухрядному варианту разработки пласта при расстояниях между скважинами 250 м. Так, при 58 скважинах коэффициент нефтеотдачи равен 0,673, а если учесть добычу нефти и из разведочных скважин он будет равным 0,705 (65 скважин), что соответствует 80,3% всей добычи нефти из пласта. При дальнейшем увеличении числа скважин коэффициент нефтеотдачи растет очень медленно.
Учитывая, что выделенные нами 65 скважин работали на пласте совместно с другими 149 скважинами при расстоянии между скважинами иногда до 100 м (фактическая средняя площадь на одну скважину 1,9 га), а также то, что 48 из 65 скважин эксплуатировали пласт не более 6-12 лет, можно сделать вывод, что при наличии на пласте двух рядов правильно расставленных скважин можно было бы получить практически ту же нефтеотдачу, которая достигнута при работе на пласте 214 скважин (70 из которых дали только 1 % всей добычи нефти).
XXII пласт Октябрьского месторождения
Разработка XXII пласта началась в 1927 г., но до 1930 г. на нем работала только одна скважина. К 1933 г. пласт был почти полностью разбурен (11 скважин), после чего началось доуплотнение сетки разработки. Всего в эксплуатации пребывало 28 скважин.
Как видно из табл. 1, на долю семи скважин (однорядный вариант разработки при расстояниях между скважинами 300 м) приходится 77,3% всей добычи нефти (коэффициент нефтеотдачи 0,749). При наличии на пласте восьми эксплуатационных скважин (тот же вариант, но расстояние между скважинами в ряде 250 м) коэффициент нефтеотдачи пласта равен 0,775, а если при этом учесть добычу нефти из разведочных скважин, вскрывших пласт вблизи контура нефтеносности и в зоне разрыва (четыре скважины), получим коэффициент нефтеотдачи для 12 скважин, равный 0,861, что соответствует 89% всей добычи нефти из пласта.
Принимая во внимание, что эти 12 скважин работали на пласте совместно с другими 16 скважинами при расстоянии между ними иногда до 100 м и что некоторые из 12 скважин были преждевременно выведены из эксплуатации, становится очевидным, что при правильном размещении скважин на залежи ее можно было бы разработать одним рядом скважин (8-12) без значительного снижения коэффициента нефтеотдачи.
XII пласт Ташкалинского месторождения
Разработка XII пласта производится в сравнительно небольшой срок - 13 лет. Однако вследствие того, что эксплуатационные скважины в начальный период разработки закладывались здесь сравнительно равномерно и с учетом водонапорного режима пласта, последний был выработан за указанный срок почти полностью. Всего XII пласт эксплуатировался 38 скважинами. Согласно табл. 1 минимальное число скважин, потребное для разработки пласта одним рядом скважин при расстоянии между ними 300 м, составляет 9. На долю 9 скважин, пробуренных в первоначальный период разработки, приходится 60,6% всей добычи из пласта (коэффициент нефтеотдачи 0,503). При двухрядном варианте разработки пласта и расстоянии между скважинами 300 м расчетное число эксплуатационных скважин будет 16, а с учетом разведочных (давших нефть) 20. Как видно из табл. 1, на долю 20 скважин приходится 92,9% всей добычи нефти из пласта (коэффициент нефтеотдачи 0,772), тогда как на остальные 18 скважин лишь 7,1% всей добычи. Сопоставление этих цифр позволяет считать, что если бы XII пласт разрабатывался двумя рядами скважин, правильно расставленных на залежи, то при помощи их вполне можно было бы извлечь промышленные запасы нефти.
Сравнивая результаты добычи нефти по основным, выделенным для каждого пласта группам высокодебитных скважин за весь срок эксплуатации и за первые 6 лет работы скважин (табл. 2), видим, что основная масса нефти (90-95%) из указанных пластов была получена за первые 6 лет работы скважин. Этим и объясняется то, что ввод в эксплуатацию новых скважин после получения из залежи максимальной годовой добычи (первый этап разработки залежей) существенного влияния на текущую добычу нефти не оказывал, так как к этому времени большая часть запасов нефти была уже извлечена.
Выводы
1. При разработке нефтяных залежей c увеличением числа скважин коэффициент нефтеотдачи увеличивается, однако темп роста его не одинаков и после достижения какого-то (для каждого пласта своего) минимума скважин практического значения не имеет.
2. При разработке нефтяных залежей, подобных XVI и XXII пластам Октябрьского и XII пласту Ташкалинского месторождений, обладающих хорошими коллекторскими свойствами (средняя проницаемость 1,7-2 дарси) и ярко выраженным водонапорным режимом, увеличение числа скважин сверх необходимого при расстояниях между ними 250-300 м (при правильном размещении их на структуре) на нефтеотдачу пластов практически не влияет.
3. При разработке нефтяных залежей, обладающих хорошими коллекторскими свойствами и водонапорным режимом, повышение текущей добычи нефти должно идти не за счет неограниченного увеличения числа скважин, а за счет быстрого ввода в эксплуатацию установленного минимума скважин и достижения оптимального режима их работы.
При таких условиях в сравнительно короткий срок (в нашем случае первые 6 лет работы скважин) может быть получено 90-95% промышленных запасов нефти, тогда как на извлечение остальных 5-10% нефти уйдет значительно больше времени (примерно в 2 раза и более); при этом основную роль будут играть темпы отбора жидкости из скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Парный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.
2. Мовмыга Г.Т. К вопросу о коэффициентах нефтеотдачи XVI и XXII пластов Октябрьского нефтяного месторождения (Северный Кавказ). Изв. высш. учебн. завед. «Нефть и газ», № 2, 1958, стр. 69-74.
3. Сухарев Г.М. и Меркулов Н.Е. Исследование XII пласта Ташкалинского нефтяного месторождения с целью определения эффекта интерференции. Нефт. хоз., № 5, 1948, стр. 29-35.
ГНИ
|
Месторождение |
Пласт |
Рассматриваемый период эксплуатации |
Число скважин |
Коэффициент нефтеотдачи (от абсолютных запасов) |
Добыча, % от всей добычи нефти из пласта |
Условный вариант |
||
|
число рядов |
расстояние между рядами или от внешнего ряда до контура нефтеносности, м |
расстояние между скважинами, м |
||||||
|
Октябрьское |
XVI |
С 1916 г. по 1 /VII 1957 г. |
22 |
0,398 |
45,4 |
1 |
600 |
300 |
|
27 |
0,450 |
51,3 |
250 |
|||||
|
33 |
0,506 |
57,6 |
200 |
|||||
|
48 |
0,617 |
70,3 |
2 |
300 |
300 |
|||
|
58 |
0,673 |
76,6 |
250 |
|||||
|
72 |
0,730 |
83,2 |
200 |
|||||
|
62 |
0,692 |
78,8 |
3 |
200 |
300 |
|||
|
74 |
0,738 |
84,0 |
250 |
|||||
|
93 |
0,790 |
90,0 |
200 |
|||||
|
214 |
0,878 |
100,0 |
Фактический |
|||||
|
65 |
0,705 |
80,3 |
2 |
300 |
250 |
|||
|
(с учетом разведочных скважин) |
||||||||
|
XXII |
С 1927 г. по 1/1 1957 г. |
7 |
0,749 |
77,3 |
1 |
260 |
300 |
|
|
8 |
0,775 |
80,0 |
250 |
|||||
|
10 |
0,826 |
85,3 |
200 |
|||||
|
13 |
0,875 |
90,4 |
2 |
130 |
300 |
|||
|
15 |
0,902 |
93,2 |
250 |
|||||
|
19 |
0,942 |
97,2 |
200 |
|||||
|
28 |
0,968 |
100,0 |
Фактический |
|||||
|
12 |
0,861 |
89,0 |
1 |
260 |
250 |
|||
|
(с учетом разведочных скважин) |
||||||||
|
Ташкалинское |
XII |
С 1945 г. по 1/1 1958 г. |
9 |
0,503 |
60,6 |
1 |
600 |
300 |
|
11 |
0,569 |
68,5 |
250 |
|||||
|
13 |
0,629 |
75,8 |
200 |
|||||
|
16 |
0,705 |
84,8 |
2 |
300 |
300 |
|||
|
19 |
0,760 |
91,4 |
250 |
|||||
|
23 |
0,795 |
95,6 |
200 |
|||||
|
19 |
0,760 |
91,4 |
3 |
200 |
300 |
|||
|
23 |
0,795 |
95,6 |
250 |
|||||
|
28 |
0,819 |
98,5 |
200 |
|||||
|
38 |
0,831 |
100,0 |
Фактический |
|||||
|
20 |
0,772 |
92,9 |
2 |
300 |
300 |
|||
|
(с учетом разведочных скважин) |
||||||||
|
Месторождение |
Пласт |
Рассматриваемый период работы скважин |
Число скважин |
Общая добыча нефти, т |
Коэффициент нефтеотдачи |
Добыча |
|
|
% ко всей добыче нефти из пласта |
% ко всей добыче нефти данной группы скважин |
||||||
|
Октябрьское |
XXII |
Весь срок либо до 1/1 1957 г. |
12 |
2 488 335 |
0,861 |
89,0 |
100 |
|
Первые 6 лет |
12 |
2 306 991 |
0,800 |
82,1 |
92,7 |
||
|
XVI |
Весь срок либо до 1/VII 1957 г. |
65 |
21 012 421 |
0,705 |
80,3 |
100 |
|
|
Первые 6 лет |
65 |
20 097 633 |
0,674 |
76,8 |
95,6 |
||
|
Ташкалинское |
XII |
Весь срок либо до 1/1 1958 г. |
20 |
2 713 594 |
0,772 |
92,9 |
100 |
|
Первые 6 лет |
20 |
2 439 483 |
0,694 |
83,5 |
90 |
||