О методике промышленной разведки нефтяных залежей платформенных областей
В. С. МЕЛИК-ПАШАЕВ
Задача обеспечения нефтяной промышленности разведанными запасами для резкого подъема добычи нефти в течение ближайших 15-20 лет требует значительного повышения эффективности геологоразведочных работ. Особое внимание должно быть уделено совершенствованию методики промышленной разведки нефтяных месторождений и оценки запасов вновь открываемых нефтяных залежей, что позволит сократить расходы на буровые работы и ускорить подготовку залежей к разработке.
Анализ существующей практики промышленной разведки позволяет установить возможность сокращения числа разведочных скважин для подготовки нефтяных залежей к разработке, что высвободит часть разведочного метража для увеличения объема работ по поискам новых нефтяных и газовых месторождений.
При проведении промышленной разведки большое значение имеет правильное определение минимального количества разведочных скважин, обоснование в соответствии с геологическими условиями, наиболее рационального размещения скважин на структуре, очередность бурения и, наконец, выбор комплекса исследовательских работ в разведочных скважинах с целью детального изучения нефтяной залежи и получения необходимых геолого-промысловых данных для подсчета промышленных запасов нефти и газа и составления проекта разработки.
В нашей стране бурится значительное количество разведочных скважин с задачей разведки открытых залежей нефти, благодаря чему в эксплуатационном бурении количество непродуктивных скважин не превышает 0,5%.
В США, где детальная разведка проводится в ограниченном объеме, число таких скважин достигает 25%.
В настоящей статье будут рассмотрены вопросы, связанные с методикой разведки отдельных нефтяных горизонтов.
Треугольная система размещения разведочных скважин, широко практиковавшаяся в прошлом, предусматривает заложение новой скважины в вершине равностороннего треугольника, на двух других углах которого расположены скважины, давшие нефть. При заложении скважин по треугольной системе достигается равномерное освещение всей нефтяной залежи. В то же время в современных условиях, когда нефтяные залежи вводятся в разработку после оконтуривания и составления проекта разработки, треугольную систему размещения скважин нельзя признать эффективной.
Разведку и оконтуривание залежей нефти, приуроченных к широким и пологим структурным поднятиям, можно осуществлять и по кольцевой системе с последовательным размещением новых колец скважин по падению пластов. Однако литологическая изменчивость и широкое колебание мощности пластов не обеспечивают достоверности геологических построений и требуют заложения значительного числа скважин. Принцип размещения скважин по кольцевой системе может быть использован в тех случаях, когда требуется изучить геологическое строение полосы нефтяной залежи, в пределах которой проектируется заложение отдельных кольцевых рядов эксплуатационных скважин.
Характерной чертой терригенных отложений многих нефтегазоносных районов Русской платформы является изменчивость их литологического состава. В связи с этим достоверность большинства геологических построений зависит от правильности сопоставления геологических разрезов. При значительной изменчивости литологического состава продуктивных горизонтов профильные разрезы вкрест простирания пластов дают правильную картину в тех случаях, если для их построения берутся скважины, лежащие на линии профилей или вблизи от них. Перенос на профильный разрез скважин, значительно удаленных, дает искаженное представление о строении залежи. Профильные разрезы облегчают детальную корреляцию нефтяных пластов, выявляют угловые несогласия и зоны выклинивания и способствуют установлению пространственного положения ВНК.
Исследованиями ВНИИ (Г.А. Хельквист, Н.К. Грязнов) на примере нефтяных месторождений Урало-Волжской области установлено, что профильная система является наиболее эффективной при любых типах и формах нефтяных залежей, так как она способствует наиболее полноценному использованию данных каждой разведочной скважины и установлению общих закономерностей геологического строения и условий залегания нефти в недрах.
Несмотря на то, что профильная система разведки описана во всех учебных пособиях и ее преимущества перед другими системами не оспариваются, на практике она нередко нарушается.
Одним из наиболее сложных вопросов промышленной разведки является определение минимального числа скважин, необходимого для разведки залежей нефти. По этому вопросу могут быть высказаны следующие положения.
1. Количество разведочных скважин зависит от размеров нефтяной залежи. Однако одна и та же степень разведанности для крупной нефтяной залежи может быть достигнута при меньшей плотности сети разведочных скважин, чем для небольшой залежи.
2. Количество скважин зависит также от литолого-фациальных свойств пласта, причем основная задача разведочных скважин заключается в изучении закономерностей в изменении основных свойств пласта.
3. Для обоснования плотности разведочной сети необходимо прибегать к различным построениям, характеризующим зависимость объема нефтеносных пород от числа скважин.
Для рационального размещения необходимого числа разведочных скважин важно определить оптимальные расстояния между профилями и между скважинами в профилях, исходя при этом из следующего.
а) Для крупных нефтяных залежей при малой плотности и редкой сети разведочных скважин расстояния между профилями и скважинами в профилях могут быть равными, например, расстояния между профилями и между скважинами в профилях равны 4 км. Площадь, приходящаяся на одну скважину, равна 16 км2.
б) Плотность сетки может уменьшаться за счет заложения новых скважин в профилях без заложения новых промежуточных профилей. Тогда расстояние между профилями будет равно удвоенному расстоянию между скважинами, например, расстояния между профилями равны 4 км, а между скважинами в профилях - 2 км. Площадь, приходящаяся на одну скважину, равна 8 км2.
в) Размещение скважин на профилях следует производить с учетом углов падения пластов.
Трудно предложить единую схему размещения скважин, которая удовлетворяла бы всему многообразию геологических условий залегания нефти в недрах.
Расстояния между разведочными скважинами должны устанавливаться в зависимости от размеров структур, с которыми связано месторождение, от типа и ширины нефтяных залежей, мощности и углов наклона нефтеносных пластов. Эти вопросы могут быть решены первым поперечным профилем, проведенным через скважину, открывшую залежь.
Требования, предъявляемые при определении расстояний между разведочными скважинами, рассматриваются в инструкции по применению классификации запасов нефти (1956 г.). В последней по платформенным областям различаются два основных типа месторождений. При разведке крупных и пологих месторождений (залежей) для доведения запасов до категории А2 рекомендуется в качестве предельных расстояний 2,5 км, а для категорий В - 5 км. При разведке месторождений, связанных с куполовидными поднятиями, предельные расстояния для категории А2 сокращаются до 1 км и для категории В - до 2 км.
Для определения минимального числа скважин, обеспечивающих получение достоверных величин геолого-физических параметров пласта, во ВНИИ были использованы фактические данные некоторых типичных для восточной части Русской платформы нефтяных залежей (Определение параметров пласта производилось М.К. Фомкиной.). Обработка этих данных велась по отдельным подверженным наибольшим изменениям параметрам, входящим в формулу для подсчета запасов нефти - мощности, пористости и нефтенасыщенности. Другие параметры (удельный вес, объемный коэффициент) изменяются в незначительной степени и потому не подвергались специальному рассмотрению.
По совокупности геолого-промысловых показателей, позволяющих оценивать неоднородность продуктивных пластов, наиболее однородным является горизонт ДI Бавлинского месторождения, промежуточное положение занимает тот же горизонт Туймазинского месторождения и наибольшей неоднородностью отличается горизонт ДI на Ромашкинском месторождении.
Для нефтяной залежи горизонта ДI Бавлинского месторождения были рассмотрены четыре варианта размещения скважин при расстоянии между ними 4х4 км, 4x2 км, 2х2 км и 2x1 км, т.е. при плотности сетки скважин соответственно 16, 8, 4 и 2 км2 на одну скважину.
Изменения средних величин нефтенасыщенной мощности и пористости горизонта в зависимости от плотности сетки скважин даны в табл. 1.
Таблица 1
|
Расстояние между профилями, км |
Расстояние между скважинами в профилях, км |
Среднее значение нефтенасыщенной мощности, м |
Отклонение от средней мощности, вычисленной по наибольшему числу скважин, % |
Среднее значение |
Отклонение от средней пористости, вычисленной по наибольшему числу скважин, % |
|
|
пористости |
количества скважин |
|||||
|
4 |
4 |
7,6 |
4-2,7 |
19,7 |
7 |
0,5 |
|
4 |
2 |
7,5 |
1,3 |
19,8 |
12 |
- |
|
2 |
2 |
7,4 |
|
20,1 |
27 |
1,5 |
|
2 |
1 |
7,4 |
- |
19,8 |
54 |
- |
Из таблицы видно, что при размещении скважин по профильной системе, при плотности сетки скважин 16 и 8 км2 на одну скважину ошибка в определении мощности нефтенасыщенной части пласта по сравнению с мощностью, вычисленной по наибольшему числу скважин, достигает 2,7%, а при уменьшении плотности сетки скважин до 8 км2 снижает эту величину до 1,3%. Дальнейшее уплотнение сетки скважин до 2 км2 не приводит к существенным изменениям величины ошибки. Изменение пористости в зависимости от числа скважин не превышает 0,5-1.5%.
Для Туймазинского месторождения рассматривались три варианта плотности сетки скважин 16, 8 и 4 км2 на одну скважину. Изменения средних величин нефтенасыщенной мощности в зависимости от плотности сетки скважин по горизонту ДI приведены в табл. 2.
Таблица 2
|
Расстояние между профилями, км |
Расстояние между скважинами в профилях, км |
Среднее значение нефтенасыщенной мощности, м |
Отклонение от средней мощности, вычисленной по наибольшему числу скважин, % |
|
4 |
4 |
7,7 |
+4 |
|
4 |
2 |
7,5 |
+1,3 |
|
2 |
2 |
7,4 |
- |
При увеличении площади, приходящейся на одну скважину с 4 до 8 и 16 км2, завышается нефтенасыщенность пласта соответственно на 1,3 и 4%. Изменение коэффициента пористости не превышает 0,5%.
Влияние плотности сетки скважин на точность определения параметра пласта крупнейшей нефтяной залежи девона Ромашкинского месторождения рассматривалось для четырех вариантов размещения разведочных скважин при площадях 64, 32, 16 и 8 км2, приходящихся на одну разведочную скважину. В результате детального изучения разреза этого месторождения в основном продуктивном горизонте девона было выделено пять песчаных пластов, именуемых по номенклатуре Казанского филиала АН СССР А, Б, В, Г, Д и отличающихся один от другого характером распределения песчаников по площади. Пласты А, Б и В отличаются резкой литологической изменчивостью; на картах литологических разностей, составленных по каждому пласту в отдельности, выделяются зоны преимущественного распространения песчаников, глинистых алевролитов и зоны отсутствия коллекторов, представленные аргиллитами. По трем верхним пластам более 50% площади занято глинистыми алевролитами и аргиллитами, причем наряду с крупными зонами преимущественного развития тех или иных литологических разностей отмечается более мелкая и частая перемежаемость последних между собой.
Нижние пласты Г и Д, которые по номенклатуре ВНИИ вследствие выклинивания непроницаемого раздела между ними на многих участках залежи объединены в один пласт В, представлены песчаниками. Они обладают высокой проницаемостью, отличаются большим литологическим постоянством и имеют непрерывное распространение на 97% нефтегазоносной площади. При литологической однородности мощность песчаников изменчива. При размещении разведочных скважин в пределах очень крупной нефтяной залежи даже при плотности в 64 км2 на одну скважину ошибка в определении эффективной мощности нефтенасыщенной части горизонта по сравнению с мощностью, вычисленной по наибольшему числу скважин, составляет +6,5%; при уменьшении плотности до 32 и 16 км2 снижается величина соответственно до +3,9 и +2,6% (табл. 3).
Таблица 3
|
Расстояние между профилями, км |
Расстояние между скважинами в профилях, км |
Отклонение от средней мощности, вычисленной по наибольшему числу скважин, % |
|
8 |
8 |
+6,5 |
|
8 |
4 |
+3,9 |
|
4 |
4 |
+2,6 |
|
4 |
2 |
|
В связи с зависимостью распределения нефти и газа от структурных особенностей литологического состава и неоднородности коллекторских свойств пород достоверная оценка запасов в значительной степени обусловливается степенью раскрытия геологических закономерностей, которые могут быть установлены ограниченным числом скважин, размещенных по профильной системе. До сих пор при исследованиях детальной разведки вопросы определения минимального числа скважин, необходимого для подсчета запасов нефти и составления проекта разработки, рассматривались совместно. Для проектирования же разработки важно не только выявить общую закономерность изменения свойств нефтяного пласта, но и установить на плане фактическое положение чередующихся между собой литологических разностей пород. Современные методы разработки нефтяных залежей, предусматривающие применение методов поддержания пластового давления, требуют такого расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, которое обеспечило бы воздействие на все пласты и пропластки, слагающие нефтяной горизонт.
Многолетние исследования в области разработки нефтяных месторождений (А.П. Крылов) показали, что из-за отсутствия достаточных данных, характеризующих параметры пласта, для средних и крупных нефтяных залежей необходимо осуществлять двухстадийное проектирование, предусматривающее в начале составление «предварительной схемы разработки», а затем «проекта разработки». Составление предварительной схемы может быть основано на том количестве разведочных скважин, по которым произведен подсчет запасов нефти. Что же касается проекта разработки, то последний должен быть составлен по истечении некоторого времени на основании изучения большего числа скважин. М.А. Жданов также считает, что исчерпывающие данные в начальную стадию разработки добыть невозможно и полную характеристику пласта можно получить лишь после некоторого периода его эксплуатации и более или менее длительного разбуривания. Так как все последующие скважины будут заложены в пределах нефтяной залежи, то возникает вопрос о целесообразности дальнейшего заложения разведочных скважин, имея в виду, что задача детализации строения нефтяных пластов может быть возложена в начале разработки на опережающие эксплуатационные скважины.
Нельзя возражать и против заложения опережающих скважин вне линии профилей разведочных скважин, если этого потребуют особенности литологической изменчивости нефтеносных пластов. В этом случае как бы будут сочетаться профильная и кольцевая системы размещения скважин или опережающие эксплуатационные составят новые профили, расположенные между профилями разведочных скважин.
Некоторые исследователи полагают, что разведку нефтяных залежей после открытия следует производить в процессе разработки эксплуатационными скважинами. Это возврат к прошлому, когда эксплуатационное бурение начиналось на небольшой части залежи вокруг первой скважины, давшей нефть, задолго до составления проекта разработки. При этом разведочное бурение по оконтуриванию производилось одновременно с разработкой залежи и обычно затягивалось на многие годы.
Разведка нефтяных залежей в процессе разработки широко практикуется в США и в настоящее время, однако получение 25% неудачных скважин в эксплуатационном бурении является доказательством неприемлемости этого метода разведки в условиях планового социалистического способа ведения народного хозяйства.
Сказанное выше, однако, не исключает возможности пользоваться преимуществами одной из систем разработки нефтяных залежей, в частности сгущающей системой для детального изучения нефтяных горизонтов при очень большой неоднородности пластов. При современных методах разработки некоторые недостатки, присущие сгущающей системе, устраняются применением методов поддержания пластового давления. В то же время сгущающаяся система разработки обладает преимуществами, позволяющими в процессе разработки нефтяных залежей, приуроченных к литологически изменчивым пластам, одновременно производить и более детальную разведку. В этом случае детальная разведка не потребует специальных средств и будет осуществлена группой эксплуатационных скважин.
Не подлежит также сомнению, что в процессе разработки в результате бурения большого числа эксплуатационных и нагнетательных скважин дополнительно получат ценные геологические и промысловые данные, которые хотя и будут способствовать более детальному изучению нефтяных пластов, однако не внесут принципиальных изменений в проект разработки.
В этом отношении значительный интерес представляют наряду с приведенными выше данными эффективной нефтенасыщенной мощности по Бавлинскому месторождению также данные изменения средней величины общей эффективной мощности горизонта ДI того же месторождения, определенные Е.И. Семиным статистическим методом.
Эти данные, хотя и не имеют прямого отношения к подсчету запасов, тем не менее подтверждают существование предела, после которого параметры пласта не меняются. В результате проведенных исследований установлено, что общая эффективная мощность после достижения 11,6 м при дальнейшем увеличении числа скважин не изменяется. Следует отметить, что этого предела можно было достичь при меньшем числе скважин, если бы они были размещены на структуре по определенной системе, а не учитывали случайное размещение скважин, как это предусматривает статистический метод. Таким образом, установив существование предела, после которого параметры пласта не изменяются, следует отметить, что достижение этого предела не вызывается необходимостью и не оправдывается экономически, в результате чего количество разведочных скважин можно установить в зависимости от необходимой или заданной точности определения параметров для подсчета запасов нефти.
Получившая широкое распространение практика опробования только верхней части горизонта, выраженного наиболее высокими сопротивлениями, лишает возможности определить практическую ценность отдельных пластов, слагающих этот горизонт. Раздельное опробование должно способствовать правильной оценке промышленных возможностей различных типов коллекторов, резко отличающихся по гранулометрическому составу и проницаемости. Этому способствует устойчивый характер нефтеносных пород карбона и девона Русской платформы, при котором исключается возможность образования в скважинах песчаных пробок, уменьшающих приток жидкости, и можно производить дострел вышезалегающих пластов того же эксплуатационного объекта без изоляции нижних испытанных интервалов при условии, если они дали нефть.
Значительную помощь в раздельном опробовании пластов может оказать сконструированный во ВНИИ глубинный дебитомер, позволяющий отдельно определять дебиты нескольких пластов, объединенных одним фильтром.
В прошлом при медленных темпах разбуривания нефтяных залежей и резком падении пластового давления длительная эксплуатация отдельных разведочных скважин осложняла дальнейшую разработку залежи. В современных условиях, когда разработка залежи осуществляется более ускоренными темпами и сопровождается поддержанием пластового давления, более продолжительная эксплуатация разведочных скважин будет лишь способствовать получению качественного первичного материала.
В последнее время заметно некоторое увлечение методами математической статистики при определении параметров нефтяных залежей. Умелое пользование этими методами принесет определенную пользу при научном обобщении большого числа наблюдений, однако статистические методы ни в коем случае не могут заменить геологических методов изучения параметров пласта. Если в результате статистической обработки данных будут получены средние величины отдельных параметров, близкие к истинным, то это не исключает необходимости изучения и определения параметров пласта геологическими методами и приемами, ибо только они дают возможность изображать на картах многообразие свойств нефтеносных пород по всей залежи и учитывать их при проектировании и анализе разработки.
При определении средних величин параметров для нефтяного горизонта в целом обобщаются величины параметров различных типов пород. Например, средние значения проницаемости алевролита 100 м/дарси и песчаника 1000 м/дарси определяются равным 550 м/дарси или средняя величина пористости алевролита 12% и песчаника 24 % принимается равным 18%. Подобное осреднение приводит к затушевыванию особенностей физических свойств различных типов пород и не способствует рациональной разработке литологически изменчивых пластов.
Таким образом, исследование влияния плотности сети разведочных скважин на точность определения параметров пласта показало, что подсчет запасов нефти промышленных категорий в залежах, приуроченных к платформенным поднятиям, может быть произведен ограниченным числом скважин при достаточно больших расстояниях между ними. Одна и та же степень разведанности для крупной нефтяной залежи может быть достигнута при плотности сети разведочных скважин меньшей, чем для небольшой залежи. Можно считать, что наиболее рациональной системой размещения разведочных скважин, обеспечивающей при минимальных затратах получение необходимых параметров для подсчета запасов нефти, является профильная.
Детальное изучение нефтяной залежи с целью составления проекта разработки ее достигается в основном уплотнением существующих разведочных профилей, опережающими эксплуатационными скважинами из числа проектных, намеченных по предварительной схеме разработки.
Существующая инструкция подсчета запасов нефти, ограничивающая для категории А расстояния между разведочными скважинами до 2,5 км, не содействует уменьшению количества разведочных скважин и более эффективному их размещению. Для крупных и средних нефтяных залежей расстояния между разведочными скважинами должны быть увеличены.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. Гостоптехиздат, 1946.
2. Жданов М.А., Карцев А.А. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. Гостоптехиздат, 1958.
3. Искендеров М.А. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений. Азнефтеиздат, 1956.
4. Хельквист Г.А. К вопросу методики детальной промышленной разведки нефтяных залежей. Сб. «Советская геология», № 57, 1957.
5. Хельквист Г.А. Задачи и методика геологического изучения залежей нефти и газа. Труды ВНИИ, вып. XIX, 1958.
6. Грязнов Н.К. О некоторых вопросах методики разведки нефтяных залежей. Разведка и охрана недр, № 7, 1956.
7. Грязнов Н.К. Об основных причинах рациональной разработки, задачах и методике детальной разведки нефтяных месторождений. Труды ВНИИ, вып. IX, 1956.
ВНИИ