О влиянии числа эксплуатационных скважинна коэффициент нефтеотдачи (В статье использованы данные из рукописи Г.X. Галямова «Геологическое строение, нефтегазоносность и водоносность Малгобек- Вознесенской площади».)
И. М. Матвеев
Достижение максимального коэффициента нефтеотдачи является одной из важнейших задач рациональной разработки нефтяных месторождений. Поэтому заслуживает внимания статья Г.Т. Мовмыги «Влияние числа эксплуатационных скважин на коэффициент нефтеотдачи» [1].
На основе анализа разработки ряда грозненских месторождений Г.Т. Мовмыга делает вывод о зависимости коэффициента нефтеотдачи от количества скважин - с увеличением числа скважин коэффициент нефтеотдачи увеличивается, но темп его роста не одинаков, после достижения некоторого количества скважин (для каждой залежи своего) он значительно замедляется и уже не имеет практического значения.
Автор [1] при анализе пользуется следующей методикой. Он рассматривает различную суммарную нефтеотдачу скважин и, выбрав ряд скважин, давших за весь период работы максимальную добычу и обеспечивших, по мнению автора, достаточно высокий коэффициент нефтеотдачи, останавливается на этом количестве скважин и считает, что остальные скважины, из которых добыто небольшое количество нефти за весь период работы, пробурены нерационально и существенно не влияют на коэффициент нефтеотдачи.
В статье С.Н. Шаньгина [2] указывается, что такой вывод ошибочен, поскольку выясненная Г.Т. Мовмыгой зависимость не отражает действительного влияния количества скважин на нефтеотдачу, а является лишь характеристикой интерференции скважин, т.е. отражает убывающее нарастание дебита скважин (или суммарной добычи по каждой скважине) с ростом числа скважин.
Мы не можем полностью согласиться с мнением С.Н. Шаньгина. Действительно, в идеальной залежи, где с точки зрения гидродинамики достаточно иметь одну скважину для извлечения всех промышленных запасов нефти, убывающие дебиты и суммарные отборы дополнительных скважин характеризуют только взаимодействие или интерференцию скважин. В реальных же пластовых системах с меняющимися по мощности и по площади коллекторскими свойствами число скважин находится в определенной взаимосвязи с коэффициентом нефтеотдачи.
Но вместе с тем следует отметить, что в статье Г.Т. Мовмыги действительно не установлены оптимальные соотношения между коэффициентом нефтеотдачи и числом скважин, поскольку при анализе не учитываются некоторые особенности многолетней довоенной разработки исследуемых залежей.
Как известно, на коэффициент нефтеотдачи оказывает существенное влияние применяемая система разработки залежи - темпы извлечения промышленных запасов, величины отборов по скважинам и отдельным частям залежи. Отбор нефти, не согласованный с геолого-эксплуатационными характеристиками залежи, может привести к преждевременному обводнению скважин и, следовательно, к снижению коэффициентов нефтеотдачи, к необходимости бурения дополнительных скважин для извлечения остаточной нефти из «целиков». Естественно, что в таких условиях трудно установить действительную отпимальную связь между числом скважин и коэффициентом нефтеотдачи.
На примере разработки небольшой залежи северного поднадвига Малгобек-Вознесенского месторождения, имеющей геолого-эксплуатационную характеристику, сходную с характеристикой пластов XVI и XXII Октябрьского месторождения, рассмотрим, как при разной интенсивности эксплуатации залежи можно получить разные количественные соотношения между числом скважин и дебитом извлеченной нефти.
Залежь легкой нефти XIII пласта карагана была открыта и вступила в разработку в 1934 г., она имеет узкуювытянутую форму с начальными размерами 3,5X0,4 км (рис. 1). Гидродинамически залежь связана с обширным, насыщенным пластовой водой законтурным бассейном, и поэтому в ней проявляется водонапорный режим. Начальное пластовое давление 93 ат несколько снизилось и на 1 мая 1960 г. составляло 85 ат. Нефть маловязкая, парафинистая удельного веса от 0,857 до 0,864 т/м3.
Продуктивный песчаник XIII пласта обладает хорошими коллекторскими свойствами. Средняя абсолютная пористость его 30,9%, проницаемость около 2 дарси, эффективная мощность 22,7 м.
Залежь северного поднадвига Малгобека разрабатывалась в два периода. Первый период - 7,5 года, с конца 1934 г. по июль 1942 г., когда залежь была законсервирована с ликвидацией всего действующего фонда скважин. Второй период разработки - с момента повторного разбуривания залежи в 1947 г. и до настоящего времени.
В промышленную разработку залежь северного поднадвига была введена довольно быстро. К концу 1935 г. продуктивное поле пласта в основном было разбурено, в эксплуатации находилось. 27 скважин, размещенных на структуре в 1-2 ряда с расстояниями между рядами и скважинами 150-250 м. В дальнейшем бурением дополнительных скважин сетка разработки была уплотнена.
Следует отметить, что первый период, разработки характеризовался высокими темпами отбора нефти; так, за 1935 г. было добыто 31% всей суммарной добычи нефти за весь период разработки залежи. Среднесуточные дебиты по ряду скважин составляли 300 т/сутки и более. Была допущена большая неравномерность отборов в отдельных частях залежи. Естественно, что при осуществляемых высоких отборах и узких размерах залежи продуктивность скважин быстро падала в результате их интенсивного обводнения. В середине 1942 г. к моменту консервации залежи из 43 эксплуатационных скважин, пробуренных в первый период разработки, 29 было уже ликвидировало из-за полного обводнения, а работавшие 14 скважин были в значительной степени обводнены, имели среднесуточные дебиты порядка 5-10 т/сутки и уже не могли существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи. Расположение обводнившихся и еще работающих перед консервацией залежей скважин приведено на рис. 1.
Средний срок службы каждой из обводнившихся 29 скважин составил всего 3,1 года, а среднее количество добытой нефти на одну скважину 30 тыс. т. Суммарная добыча по отдельным скважинам колеблется от 211 тыс. т до 140 т. За первый период эксплуатации из залежи извлекли 84% от общего количества нефти, добытой за весь период разработки с 1934 г. по 1 мая 1960 г.
Второй период разработки залежи начался с момента ее повторного разбуривания в 1947 г. Всего во второй период было пробурено и находилось в эксплуатации 24 скважины. Девять скважин в настоящее время обводнялись и не эксплуатируются. В связи с тем, что за период эксплуатации залежи с 1934 по 1942 г. размеры продуктивного поля значительно уменьшились, причем происходило одностороннее стягивание контура нефть - вода (из-за тектонического экрана с южной стороны залежи), при повторном разбуривании скважины располагали на более высоких гипсометрических отметках, ближе к плоскости разрыва. По вновь вводимым скважинам задавали значительно меньшие величины отборов нефти - 15-20 т/сутки.
За второй период разработки залежи добыто 16% от общего количества извлеченной нефти. Остаточные запасы нефти составили на 1 мая 1960 г. около 12% от геологических запасов. C учетом извлечения этой нефти общий коэффициент нефтеотдачи составит 0,7, т. е. несколько меньше, чем коэффициенты нефтеотдачи залежей пластов XVI и XXII Октябрьского месторождения.
После выяснения некоторых особенностей разработки залежи северного поднадвига Малгобека рассмотрим характер зависимости между числом скважин и величиной извлеченной нефти. На рис. 2 отражена такая зависимость для первого и второго периодов эксплуатации залежи. Криволинейная зависимость для первого периода отражает снижение темпов нарастания суммарного количества извлеченной нефти при увеличении числа одновременно действующих скважин. Для второго периода характерна прямолинейная зависимость между числом скважин и количеством извлеченной нефти. Из рис. 2 видно, что при рассмотрении одной и той же залежи при одном и том же числе одновременно действующих скважин можно прийти к разным выводам о рациональной плотности размещения скважин. Так, для первого периода можно рекомендовать остановиться на числе скважин 21-22. Данные второго периода разработки залежи указывают на необходимость бурить еще некоторое количество скважин, так как при 21-22 действующих скважинах сохраняется прямолинейная зависимость.
Дело здесь, очевидно, в разной степени интерференции между скважинами, которая обусловливается несравнимыми величинами отборов нефти по скважинам в первый и второй периоды разработки залежи. Может показаться, что при числе скважин 21-22 для первого периода будут достигнуты вполне удовлетворительные показатели разработки. Однако при тех величинах отборов, которые были приняты в первый период, это невозможно. Действительно, несмотря на то, что в первый период находилось в эксплуатации в 2 раза больше скважин, к концу периода был достигнут коэффициент нефтеотдачи только 0,49 и для его дальнейшего увеличения требовалось пробурить еще ряд скважин, что по существу и было сделано во второй период эксплуатации залежи.
На основании изложенного выше можно отметить, что установление чрезмерно высоких отборов, не согласованных с геолого-эксплуатационными характеристиками залежи северного поднадвига Малгобека, привело к ухудшению показателей разработки и к значительному переуплотнению сетки скважин. Новые скважины необходимо было бурить для поддержания достигнутого уровня добычи нефти по залежи и для компенсации потерь при обводнении действующего фонда. Новые скважины в этом случае, не влияя существенно на конечную величину коэффициента нефтеотдачи, тем не менее некоторое время поддерживали текущую добычу нефти в целом по залежи или по месторождению на высоком уровне, что иногда бывает очень важно. С этой точки зрения могут быть оправданы и принятые высокие темпы эксплуатации залежи, хотя они и сказались отрицательно на общих конечных показателях разработки (переуплотнен- ность скважин, большие сроки разработки и т. д.).
Из практики разработки XIII пласта северного поднадвига можно привести еще один пример, подтверждающий положение о тесной связи между величиной принятых отборов по скважинам и численным соотношением между количеством скважин и нефтеотдачей.
Залежь нефти XIII пласта разбита рядом поперечных разрывов небольшой амплитуды на четыре самостоятельных участка (рис. 1). Законтурный бассейн остается общим для всей залежи, а нефтяные зоны участков изолированы друг от друга. Разработка первого и второго участков проводилась в первый период, третьего и четвертого - во второй период эксплуатации залежи. Первый участок доразведывался и во второй период.
Сравним результаты, полученные при разработке второго и третьего участков (см. таблицу). Площади нефтеносности участков почти равные. Геолого-эксплуатационные характеристики продуктивного песчаника этих участков имеют одинаковые абсолютные величины.
На основании этих данных можно сделать вывод, что при разработке третьего участка будет достигнут более высокий коэффициент нефтеотдачи, чем при разработке второго, так как весь эксплуатационный фонд второго участка обводнился еще в 1940 г. (максимальные дебиты по этому фонду достигали 185 т на скважину) и для увеличения нефтеотдачи по второму участку требуются дополнительные скважины. В то же время по третьему участку при начальных дебитах, в несколько раз меньших, чем по второму, к настоящему времени добыто больше нефти, чем при эксплуатации второго участка. Так как на третьем участке продолжают работать три скважины, конечный коэффициент нефтеотдачи еще увеличится.
Выводы
1. При выяснении зависимости между коэффициентом нефтеотдачи и количеством скважин месторождений, оконченных или находящихся на поздней стадии разработки, необходимо детально рассматривать особенности эксплуатации той или иной залежи, учитывать недостатки прежней разработки, чтобы они существенно не повлияли на конечные выводы. В этом случае полученные результаты можно использовать, при проектировании системы разработки новых месторождений.
2. Соотношение между количеством скважин и коэффициентом нефтеотдачи связано с другими показателями разработки, поэтому их нельзя рассматривать отдельно. В частности, принятие тех или иных темпов разработки залежи и величин отборов по скважинам уже в какой-то степени обусловливает характер численного соотношения между количеством скважин и нефтеотдачей.
Поскольку в процессе разведки залежи не удается достаточно полно изучить характер изменения коллекторских свойств по площади, на каждом месторождении может быть пробурено несколько скважин сверх оптимального (обеспечивающего экономически обоснованный коэффициент нефтеотдачи) числа скважин. Это следует также учитывать при определении рациональности того или иного количества скважин, пробуренных на каждой конкретной залежи.
ЛИТЕРА ТУРА
1. Мовмыга Г.Т. Влияние числа эксплуатационных скважин на коэффициент нефтеотдачи пластов. Геология нефти и газа, 1959, № 5.
2. Шаньгин С.Н. По поводу статей о нефтеотдаче. Геология нефти и газа, 1960, № 2.
НПУ Малгобекнефть,
|
Показатели разработки |
Участок 2 |
Участок 3 |
|
Период разработки |
Первый |
Второй |
|
Количество действовавших скважин |
5 |
4 |
|
Общее количество добытой нефти за период разработки, тыс. т |
52,5 |
61,0 |
|
Средняя добыча на одну скважину за период разработки, тыс. т |
10,6 |
15,2 |
|
Добыча на одну скважину за период разработки, тыс. т: |
||
|
максимальная |
33,0 |
22,0 |
|
минимальная |
0,43 |
6,3 |
|
Площадь нефтеносности на одну скв., га |
1,5 |
1,6 |
|
Начальный среднесуточный дебит нефти одной скважины, т/сутки: |
||
|
максимальный |
185 |
12 |
|
средний |
70 |
9 |
|
Достигнутый коэффициент нефтеотдачи по участку |
0,44 |
0,58 |
Рис. 1. Карта разработки залежи XIII пласта карагана северного поднадвига Малгобека.
1 -скважины, эксплуатировавшие залежь в первый период разработки (1934-1942 гг.); 2 - скважины, обводнившиеся к концу первого периода разработки (1942 г.); 3 - скважины, эксплуатировавшие залежь во второй период разработки (1947-1960 гг.); 4 - скважины разведочные ликвидированные; 5 - начальный контур нефть - вода; 6 - поперечные разрывы.
Рис. 2. График зависимости суммарного количества извлеченной нефти от числа действующих эксплуатационных скважин для залежи XIII пласта карагана северного поднадвига Малгобека.
1 - зависимость для первого периода разработки залежи (1934-1942 гг.); 2 - то же для второго периода (1947-1960 гг.); Q - суммарное количество извлеченной за период разработки залежи нефти при разных количествах действующих скважин в тыс. т.; q - число действующих скважин.