К оглавлению

О рациональном размещении скважин на нефтяных месторождениях Краснодарского края

С.Т. КОРОТКОВ, И.Д. АМЕЛИН

Известно, что рациональная система разработки нефтяного месторождения требует решения целого комплекса взаимосвязанных вопросов [1]. Но важнейшими элементами разработки любой нефтяной залежи все же остаются число скважин и их размещение на залежи, так как они определяют основные капитальные вложения в ее разработку и в какой-то степени влияют на нефтеотдачу пласта.

За последние 10-15 лет как у нас, гак и в США наблюдается явная тенденция к разрежению сетки эксплуатационных скважин при разработке нефтяных месторождений.

Эта тенденция обосновывается как теоретическими исследованиями, так и все развивающейся практикой применения методов поддержания пластовых давлений, обеспечивающих более высокие и стабильные дебиты скважин. Однако до сих пор остается не решенным и слабо изученным вопрос о влиянии плотности сетки эксплуатационных скважин на нефтеотдачу пласта.

А.П. Крылов [2] считает, что степень извлечения нефти из залежи (коэффициент нефтеотдачи) зависит не только от нефтевытесняющих свойств воды, но и от полноты охвата нефтесодержащих пород заводнением. Причем полнота охвата нефтесодержащих пород заводнением зависит от размещения скважин.

Ряд американских специалистов [4], в том числе и М. Маскет [5], базируясь в основном на анализе материалов разработки 108 нефтяных месторождений США, пришли к выводу о том, что плотность сетки скважин (в пределах от 1,4 до 26,25 га на скважину) заметно не отразилась на нефтеотдаче пластов. В.Н. Щелкачев считает [6], что исследования американских авторов не являются достаточно убедительными, так как наряду с мнениями указанных специалистов имеются и такие (например, Шоу) которые пришли к противоположным выводам.

В последнее время в печати широко обсуждался принцип размещения эксплуатационных скважин на залежах, характеризующийся сгущением скважин в центре залежи и разрежением на периферии [3, 6-8 и др.].

Сторонники такого размещения скважин (А.П. Крылов, Ю.П. Борисов) считают, что оно обеспечивает равномерность темпов добычи нефти, меньшие затраты в начале разработки и более высокую нефтеотдачу за счет сгущения сетки в области заключительного стягивания контуров.

Противники же сгущения скважин к центру (М.Ф. Мирчинк, В.Н. Щелкачев и др.) указывают на то, что этот принцип размещения скважин не учитывает неоднородности пластов по площади и по разрезу и поэтому не может быть принят. Лучшим методом разрешения этих принципиальных теоретических разногласий является изучение опыта разработки отечественных нефтяных месторождений.

Рассмотрим вопросы рационального размещения скважин, прежде всего с точки зрения достижения возможно более полного извлечения нефти из пласта на примерах разрабатываемых нефтяных месторождений Краснодарского края.

Старейшими из них являются заливообразные залежи нефти хадыженской группы, по которым накоплен значительный опыт, в частности и по размещению скважин. Опыт разработки этих залежей частично опубликован [9].

Указанные залежи приурочены к пластам, которые моноклинально падают на север, постепенно увеличиваясь в мощности, а к югу пачки и прослои выклиниваются. Границы выклинивания продуктивных пачек сверху вниз отступают на север (рис. 1).

Строение крайних западных нефтяных месторождений хадыженской группы (Ключевое и Дыш) осложнено антиклинальным выступом.

Проницаемость пластов на Ключевом месторождении составляет 100-200 миллидарси. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,3 сантипуаза.

При размещении эксплуатационных скважин на этих месторождениях было учтено постепенное выклинивание продуктивных пачек и прослоев, которые разобщены по вертикали чередующимися с ними глинистыми прослоями. На залежи подобного типа сетка эксплуатационных скважин должна обеспечить оптимальную полноту охвата продуктивных прослоев по площади и по разрезу с целью наиболее полного вытеснения нефти водой и газом (воздухом).

В довоенное время залежи хадыженской группы разбуривались по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 150-200 м. Опыт разработки открытого в 1951 г. Ключевого месторождения показал возможность применения более редкой сетки скважин.

I и II горизонты Ключевого месторождения разбурены в основном двумя, а на некоторых наиболее широких участках тремя рядами эксплуатационных скважин с расстояниями между скважинами 300-400 м. Расстояние первого ряда от внешнего контура нефтеносности составляет 400- 600 м, между рядами - 300-400 м.

Сравнительно большие расстояния между скважинами на Ключевом месторождении были приняты, исходя из высокого значения коэффициента проводимости пласта для нефти (т.е. отношения проницаемости пласта к вязкости нефти). Величина проводимости пластов Ключевого месторождения для нефти (0,33-0,67 дарси/сантипуаз) даже превышает аналогичные величины, характерные для крупных нефтяных месторождений восточных районов СССР. Например, для Ромашкинского нефтяного месторождения эта величина равняется 0,24 дарси/сантипуаз.

На Ключевом месторождении с 1955 г. осуществляется процесс поддержания пластового давления путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные в приконтурной зоне залежей нефти.

Из I и II горизонтов в процессе разработки отбиралось соответственно 690-550 и 730-440 т/сутки нефти при среднем дебите скважин 22-18 и 33- 14 т/сутки.

С 1955 г. благодаря применению метода заводнения давление по горизонтам при постоянном или даже возрастающем отборе нефти не только не падает, а даже несколько растет.

Обводнение эксплуатационных скважин происходит в первую очередь за счет подхода краевых вод по нижним пачкам и устраняется путем их последовательной цементации.

В целом процесс разработки I и II горизонтов Ключевого месторождения при существующей системе размещения скважин протекает высокоэффективно [9]. По предварительной оценке он обеспечит величину коэффициента нефтеотдачи в конце разработки горизонтов около 0,50.

Указанная величина нефтеотдачи определяется величиной коэффициента вытеснения нефти водой, равной 0,6, а также величиной коэффициента вытеснения нефти газом, равной 0,3, в тех зонах пласта, где будет развиваться режим растворенного газа.

Следует отметить, что принятый коэффициент вытеснения нефти водой для I и II горизонтов Ключевого месторождения не является завышенным, так как вязкость нефти в пластовых условиях (0,3 сантипуаза) практически совпадает с вязкостью вытесняющей ее воды при пластовой температуре (около 0,3 сантипуаза).

К оценке коэффициента охвата заводнением мы подошли следующим путем. В майкопских залежах (см. рис. 1) многие головные выклинивающиеся части пластов выходят за пределы данного ряда скважин, но не доходят до следующего ряда. Кроме того, в зоне, подстилаемой водой, нижние продуктивные прослои не перфорируются и в них может остаться часть нефти. На Ключевом месторождении по проекту не берутся под фильтр нижние 5 м продуктивного пласта. На детальных геологических профилях, построенных по данным БКЗ, вычислено, что фильтром охвачено по I горизонту 85%, а по II - 75% продуктивных прослоев.

Поскольку коэффициент нефтеотдачи равняется произведению коэффициентов вытеснения и охвата [2], нефтеотдача при осуществляющейся системе разработки I горизонта составит 0,54, а II - 0,49.

Многими общими чертами характеризуются осуществляемые в настоящее время системы размещения скважин на других нефтяных месторождениях - Ново-Дмитриевском (кумский горизонт), Троицком (V и VI меотические горизонты).

Залежь нефти в кумском горизонте Ново-Дмитриевского месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке, северное крыло и западная периклиналь которой рассечены серией поперечных нарушений.

Разрез кумского горизонта представлен частым чередованием пропластков глин и алевролитов (последних выделено около 80). Алевролитовые пропластки постепенно выклиниваются с запада на восток, за счет чего залежь на востоке ограничивается литологическим экраном.

Для кумского горизонта характерно постепенное снижение проницаемости пласта от свода складки к крыльям в пределах нефтеносности от 40 до 15 миллидарси, дальнейшее снижение проницаемости за контуром нефтеносности до 10 миллидарси и замкнутость водонапорной системы залежи с юга, запада и севера на расстояниях около 2-4 км. К другим особенностям горизонта относятся аномально высокое начальное пластовое давление (350 ат при глубине залегания залежи 2400-2800 м), значительное превышение начального давления над давлением насыщения (на 125 ат) и аномально высокая пластовая температура (+113° С).

Исходя из указанных особенностей геологического строения залежи нефти кумского горизонта, разработка его осуществляется тремя полукольцевыми рядами эксплуатационных скважин с расстояниями между скважинами в рядах 350 м и между рядами 400- 500 м.

Поддержание давления производится путем закачки воды в осевой ряд нагнетательных скважин и в приконтурные обводнившиеся эксплуатационные скважины. Такой метод поддержания давления обусловлен слабой активностью контурных вод, низкой проницаемостью коллекторов в законтурной области и более высокой проницаемостью их на своде структуры.

Как и по Ключевому месторождению, несмотря на низкую проницаемость продуктивных пластов кумского горизонта Ново-Дмитриевского месторождения, за счет весьма низкой вязкости нефти (0,25 сантипуаз), проводимость пород для нефти (0,150 дарси/сантипуаз ) приближается к аналогичным величинам по месторождениям восточных районов СССР (Ромашкино, Туймазы) на которых приняты сетки с большими расстояниями между скважинами.

Последнее позволило разместить на Ново-Дмитриевском месторождении эксплуатационные скважины при сравнительно больших расстояниях.

Средний дебит скважин из кумского горизонта около 24 т/сутки.

Следует отметить, что на Ново-Дмитриевском месторождении за счет высоких депрессий на забоях скважин и значительной проводимости пород с самого начала эксплуатации залежи по большинству скважин осуществлялся дренаж даже тех пачек и прослоев, которые не вскрывались перфорацией. Это обстоятельство обнаружилось при дострелах наиболее мощного продуктивного прослоя в разрезе кумского горизонта по скважинам внешнего ряда после того, как они в течение продолжительного времени работали без вскрытия перфорацией этого прослоя. Отсутствие результатов от приобщения мощного прослоя по скважинам кумского горизонта указывает на неполноценность цементажа обсадной колонны в специфичных условиях Ново-Дмитриевского месторождения, что также подтверждается наличием затрубной циркуляции по ряду скважин этого месторождения.

При применении комбинированной системы заводнения залежи нефти кумского горизонта коэффициент нефтеотдачи по заводненным участкам пласта составит не более 0,50-0,55, так как возможен преждевременный прорыв воды по отдельным высокопроницаемым прослоям в разрезе горизонта. Охват же отдельных пачек кумского горизонта заводнением, вероятно, не превысит 80%. Такое заключение сделано на основе анализа вскрытия палеоценовых горизонтов на той же площади, имеющих тонкочередующееся строение прослоев различной проницаемости. Выяснилось, что плохо проницаемые прослои после обычных видов перфорации не дают притока. Следовательно, суммарный коэффициент нефтеотдачи по кумскому горизонту, вероятно, будет в пределах 0,40-0,45. Принятая сетка размещения скважин является оптимальной.

Своеобразным и существенно отличным от всех рассмотренных выше месторождений является принцип рационального размещения скважин при разработке нефтяных залежей типа IV меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого газонефтяного месторождения (см. рис. 2).

Этот горизонт включает уникальную залежь нефти, которая снизу подпирается подошвенной водой, а сверху почти по всей площади покрывается обширной газовой шапкой. Мощность нефтяного слоя залежи составляет около 22 м.

Продуктивный горизонт, включающий газонефтяную залежь, характеризуется сравнительно высокой проницаемостью (в среднем около 1000 миллидарси).

Близкое расположение интервалов перфорации по скважинам к водо- и газонефтяному контактам обусловливает особый механизм фильтрации нефти к скважинам, который связан с опасностями прорывов воды или газа к их забоям и с необходимостью регулирования отборов нефти по скважинам для предотвращения этих прорывов.

В разрезе горизонта имеется большое число линз и прослоев с пониженной проницаемостью, а в верхней пачке - глинистых линз и прослоев, которые в основном определяют анизотропию пласта, т.е. различие проницаемости пласта по вертикали и по горизонтали.

Однако основная часть горизонта все же более или менее однородна и поэтому при оценке коэффициента нефтеотдачи коэффициент охвата не имеет существенного значения. На Анастасиевском участке залежи, характеризующемся более крутыми углами наклона пород (до 14°), расстояния между скважинами составляют 300 м, а на Троицком участке, характеризующемся пологими углами наклона пород (до 4°), расстояния между скважинами составляют в зависимости от величины углов от 400 до 450 м.

Анизотропия пласта в условиях двухстороннего напора также существенно влияет на расстояния между скважинами. В проекте разработки IV горизонта [II] доказано, а практика разработки подтверждает, что при росте анизотропии в разрезе пласта расстояния между скважинами могут быть увеличены.

Практика эксплуатации рассматриваемой залежи с 1954 г. также показывает, что в зависимости от расположения интервалов перфорации скважин относительно контактов и от характера анизотропии пласта в разрезах скважин суммарная добыча нефти по отдельным скважинам до прорыва воды составляла от 460 до 34 000 т. Отдельные же скважины, вскрывающие пласт при благоприятных условиях с точки зрения анизотропии, уже добыли более 60 тыс. т нефти и продолжают работать без осложнений.

Замечено, что большинство скважин, в которых произошли прорывы воды, располагается на более крутых участках структуры (северо-восточное и юго- западное крылья Анастасиевского поднятия).

Коэффициент нефтеотдачи по горизонту, вероятно, достигнет величины 0,53-0,54 (при достижении по скважинам предельного дебита нефти 0,3 т/сутки).

Анализ разработки показывает, что по IV горизонту принятая сетка размещения скважин по крайней мере не является разреженной, а на данном этапе ее можно признать оптимальной.

В заключение рассмотрим вопрос о размещении скважин на залежи тяжелой нефти Зыбза, приуроченной к миоценовым отложениям (чокрак, караган и сармат). Нефть этой залежи характеризуется высоким удельным весом (0,965), очень высокой вязкостью в пластовых условиях (200-250 сантипуаз) и низким газовым фактором (2-6 м³/т).

Продуктивные горизонты месторождения Зыбза имеют моноклинальное строение с наклоном в северном направлении под углами до 35°. С севера залежь нефти подпирается краевой водой, а на юге коллекторы выклиниваются.

Вначале на месторождении было условно выделено девять продуктивных горизонтов, но в процессе раздельной эксплуатации обнаружилась хорошая их сообщаемость.

Коллекторы месторождения Зыбза представлены алевролитами, песчаниками, доломитами, мергелями, доломитизированными мергелями и глинистыми конгломератами - брекчией; причем они имеют преимущественно линзовидное строение и расчленяются прослоями глин и плотных пород. Однако отдельные продуктивные линзы и прослои сообщаются между собой посредством литологических окон.

Исследования образцов керна, выносимых на поверхность, показали сравнительно низкие величины проницаемости (от 12 до 150 миллидарси). Пористость исследуемых образцов составляла 17-22%.

Эти данные совершенно не объясняют сравнительно высокую продуктивность скважин, доходящую до 20-30 т/сутки, особенно если учесть высокую вязкость нефти.

Можно считать установленным, что коллекторы, кроме обычной внутризернистой пористости, имеют трещины и каверны, которые и обусловливают высокую продуктивность скважин.

О наличии системы сообщающихся между собой трещин и каверн в разрезе продуктивных горизонтов свидетельствуют также быстрые прорывы к эксплуатационным скважинам закачиваемых в пласт воды и газа, катастрофические поглощения глинистого раствора при капитальных ремонтах скважин и др.

Исходя из высокой вязкости тяжелой нефти и из линзовидности коллекторов, площадь Зыбза была разбурена двумя сетками эксплуатационных скважин с расстояниями 100 м.

Опыт эксплуатации этой залежи, выработанной менее чем за 10 лет, показывает, что принятая сетка скважин была чрезмерно густой; разделение миоценовых отложений на восемь объектов эксплуатации, включая возвратные, было излишним. Подход к размещению скважин на площади Зыбза был в известной мере отражением устаревших стремлений к плотным сеткам скважин. Залежь следовало бы подразделить на два объекта и разрабатывать одной сеткой скважин. Ниже приводится сводка данных о размещении эксплуатационных скважин на некоторых месторождениях Краснодарского края.

Заметим, что при размещении скважин на залежах рядами средняя площадь нефтеносности, приходящаяся на одну скважину, значительно превышает величину площади, полученную исходя из расстояний между скважинами в рядах и между рядами. Это обусловлено, во-первых, тем, что при рациональном размещении скважин первый ряд располагается от контура нефтеносности обычно на больших расстояниях, чем расстояния между рядами. Кроме того, как уже отмечалось выше, при наличии выклинивающихся пропластков обычно имеется значительная свободная площадь нефтеносности позади последнего ряда скважин. Поэтому более показательными в системе размещения скважин являются расстояния между скважинами в рядах и между рядами.

Из приведенного обзора видно, что на нефтяных месторождениях Краснодарского края, продуктивные горизонты которых представлены песчано-глинистым чередованием, с успехом применяются сетки эксплуатационных скважин со средней площадью нефтеносности на одну скважину 18-20 га. Это в 5-6 раз более разреженные сетки скважин по сравнению с довоенными. Указанное размещение скважин обеспечивает охват процессом вытеснения около 80% продуктивных прослоев по объему. При более редкой сетке коэффициент охвата будет уменьшаться, что нежелательно.

ЛИТЕРАТУРА

1. Крылов А.П., Глоговcкий М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.

2. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957.

3. Борисов Ю.П., Крылов А.П. К вопросу о размещении нефтяных скважин. Нефт. хоз., № 1, 1958.

4. Oil Well Spacing, The Petroleum Engineer, Reference Annual 1952, vol. 20, No. 8.

5. Muskat M. Phisical Principles of oil Production, 1949.

6. Щeлкачeв В.H. Разработка нефтяных месторождений в США. Гостоптехиздат, 1958.

7. Мирчинк М.Ф. Состояние и задачи разработки нефтяных месторождений. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957.

8. Жданов М.А., Карцев А.А. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. Гостоптехиздат, 1958.

9. Коротков С.Т. Развитие передовых методов разработки нефтяных месторождений Краснодарского края. Геология нефти, 1958, № 11.

10. Глоговский М.М. Проект разработки Анастасиевского месторождения Краснодарнефти. Фонды КФ ВНИИ, 1954.

11. 3иновьева Л.А. и др. Технологическая схема разработки меотического горизонта Анастасиевского месторождения. Фонды ВНИИ, 1955.

12. Амелин И.Д., Карасев Н.С. Особенности разработки залежей тяжелой нефти месторождения Зыбза. Новости нефтяной техники, нефтепромысловое дело, № 6, 1958.

Краснодарский Совнархоз

Таблица

Месторождения	Продуктивные горизонты	Число рядов скважин	Расстояния, м		Средняя площадь нефтеносности, приходящаяся на одну скважину, га
			между рядами	между скважинами в рядах
Ключевое	I	2-3	300-400	300-400	31,9
	II	2-3	300-400	300-400	20,4
Ново-Дмитриевское	Кумский	3	400-500	350	31,8
Анастасиевско-Троицкое	IV	2-3	300-400	300-450	18,0
	V	4	300-400	300	22,6
	VI	2	300-400	300	21,1
Зыбза	-	-	-	100	Около 1,0

Рис. 1. Поперечный схематический профиль II горизонта Ключевского месторождения.

1 - части прослоев, не охваченные вытеснением; 2 -положение первого ряда скважин; 3 - положение второго ряда скважин; 4 - положение третьего ряда скважин; 5- нефть; 6 - вода; 7 - интервал перфорации.

Рис. 2. Схема строения и эксплуатации залежи нефти IV горизонта Анастасиевско- Троицкого месторождения.

1 - нефть; 2 - вода; 3 - газ; 4 - водо-нефтяной контакт; 5 - газо-нефтяной контакт; 6 - линзы с пониженной проницаемостью; 7 - интервал перфорации пласта.