О подготовке запасов нефти
П.Н. Максимов, М.Ш. Моделевский, В.М. Лихолатников
ОТ РЕДАКЦИИ
Объемы разведочных работ на нефть и газ в текущем семилетии будут сильно увеличены, в дальнейшем они возрастут еще больше. Поэтому борьба за повышение эффективности разведки на нефть и газ, а также за экономию материальных средств становится важной государственной задачей. Публикуя настоящую статью, редакция журнала просит читателей принять активное участие в разработке предложений по повышению эффективности разведки на нефть и газ и удешевлению этих работ.
Запасы месторождений нефти и газа по степени их изученности подразделяются на четыре категории: А, В, С1 и С2. В Инструкции по применению классификации запасов к месторождениям нефти и газа [2] указаны примерные расстояния между разведочными скважинами, расположенными по профилям или по треугольной сетке для отнесения к той или иной категории запасов. Но при этом допускаются отклонения, особенно для площадей с невыдержанным составом коллекторов или осложненных разрывными нарушениями, что снижает значение данной рекомендации.
Необходимо выработать объективные методы оценки данных, получаемых в процессе разведочного бурения, которые давали бы возможность более надежно и однозначно относить запасы разведанных площадей к установленным категориям.
Этим требованиям, по-видимому, больше всего отвечает предложенный в 1957 г. А.А. Трофимуком [6] принцип отнесения запасов к той или иной категории по степени точности определения основных параметров, входящих в формулу подсчета запасов. Действительно, категории запасов зависят от степени изученности месторождения, т. е. от того, насколько точны сведения об основных параметрах пласта - эффективной мощности, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, продуктивности (нефтеотдаче) и об изменении этих параметров по площади месторождения, а также от того, насколько точно определены эти параметры по данным разведочного, а впоследствии и эксплуатационного бурения.
А.А. Трофимук предлагает следующие пределы точности определения основных параметров формулы подсчета запасов для отнесения их к той или иной категории: для категории А±10%, для категории В ±25% и для категории С ±50 %.
Н.А. Храмов и М.К. Фомкина [7] предлагают степень точности подсчета запасов определять методом вариационной статистики. Однако этот метод мало пригоден, если на данной площади пробурено небольшое количество разведочных скважин, так как требуется 40-50 замеров при малой и 80-100 замеров при значительной изменчивости параметров пласта, т.е. он применим лишь при эксплуатационном разбуривании месторождения.
Точность замеров средних величин параметров, входящих в формулу подсчета запасов, для оценки полученных результатов менее важна, чем интенсивность изменения этих величин от точки к точке в определенном направлении (вкрест или по простиранию пластов). Поэтому для определения точности подсчета основных параметров пласта более подходит предложенный Д.А. Казаковским [3] метод вторых разностей, учитывающий изменчивость замеров и характер интенсивности этой изменчивости в определенных направлениях. Чем интенсивнее изменчивость отдельных параметров в пределах продуктивной площади, тем больше должно быть произведено замеров, т. е. тем гуще должна быть сеть разведочных скважин.
При оценке точности подсчета мы предполагаем, что установленные в пробуренной разведочной скважине основные параметры не изменяются в радиусе ее условного дренирования, равного принятому в данном районе для эксплуатационных скважин, так как при эксплуатационном разбуривании по принятой сетке точность подсчета запасов берется наиболее высокой, потому что эти запасы считаются полностью доказанными и не требующими никаких дополнительных испытаний или разведочных работ.
Количество разведочных скважин имеет решающее значение для полноты характеристики продуктивной толщи; но следует считаться также с абсолютной величиной освещаемой площади, т.е. с равномерностью и густотой размещения разведочных скважин. Мы предлагаем ввести в расчеты коэффициент разведанности t, обозначающий отношение условно максимально изученной площади ко всей площади, освещаемой разведочными скважинами.
t=f*n/S
где f - площадь в радиусе дренирования, принятом для эксплуатационных скважин, м2;
S - общая площадь, освещаемая разведочными скважинами, м2;
n - число разведочных скважин.
П.Н. Максимов на основании большого количества расчетов, выполненных для месторождений Верхне-Ижемского и Омра-Сойвинского районов Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, выявил зависимость между показателем изменчивости, числом скважин и коэффициентом разведанности для установления точности определения величин отдельных параметров по данному ряду замеров:
где W - показатель точности подсчета средних величин отдельных параметров, доли единицы;
I - показатель изменчивости значений замеров от точки к точке в выбранном направлении;
t - коэффициент разведанности;
n - число скважин.
В случае равномерного распределения по площади месторождения основных параметров пласта (при I = 1) степень разведанности месторождения, его изученность, а, следовательно, и точность подсчета запасов будут зависеть только от числа скважин, так как для этого месторождения на данном этапе изученности величины f и S постоянны. В реальных геологических условиях основные параметры обычно изменчивы, особенно эффективная мощность, часто пористость и проницаемость и т.п. В этих случаях точность подсчета запасов, выяснение их категорий, а, следовательно, и сроки ввода месторождения в разработку зависят как от числа скважин, так и от показателя изменчивости. Одна из основных задач при проведении разведочных работ - более точно и быстро определить показатель изменчивости, чтобы возможно меньшим количеством скважин в минимальные сроки выяснить необходимую для ввода в разработку категорийность запасов данного месторождения.
Ниже приводится пример определения точности подсчета значений средней эффективной мощности на небольшой площади развития песчаной линзы (пласт 1б, пашийские слои) по данным разведочного бурения и последующего эксплуатационного разбуривания на площади III поля Нижне-Омринского газонефтяного месторождения по состоянию на 1 января 1955 г.
|
№ замеров |
№ скв. |
Расстояние между скважинами, м |
Эффективная мощность, м |
Разности |
|
|
первые |
вторые |
||||
|
1 |
67 |
1750 |
2,0 |
+2 |
7 |
|
2 |
15 |
750 |
0,0 |
-5 |
10 |
|
3 |
66 |
1650 |
5,0 |
+5 |
7 |
|
4 |
179 |
250 |
0,0 |
-2 |
2 |
|
5 |
178 |
2500 |
2,0 |
-4 |
5 |
|
6 |
14 |
500 |
6,0 |
+1 |
2 |
|
7 |
68 |
750 |
5,0 |
-1 |
3 |
|
8 |
70 |
750 |
6,0 |
+2 |
3 |
|
9 |
69 |
1250 |
4,0 |
-1 |
4 |
|
10 |
4 |
- |
5,0 |
+3 |
- |
В данном случае n = 10; Sq = 35; SDq = 0,0;
Расстояние между эксплуатационными скважинами принималось равным 300 м, учтенная площадь, освещаемая разведочными скважинами при подсчете запасов, - 15,3 км2. Отсюда точность подсчета
После эксплуатационного разбуривания описываемого участка были получены следующие данные (по нефтеносной части линзы 5,25 км2).
откуда W = 0,043, или 4,3%.
Такая точность определения одного из основных параметров формулы подсчета запасов позволяет относить запасы данной площади к категории А (по А.А. Трофимуку). На основании полученной в результате разведочного бурения точности подсчета ±41% запасы этой же площади следовало отнести к категории С.
Нужно учитывать, что в процессе разведочных работ практически невозможно определить точность подсчета всех входящих в формулу параметров, особенно нефтеотдачи и нефтенасыщенности, которые могут быть надежно установлены только в результате длительной опытной эксплуатации. Данными о продуктивности скважин, выходящих из бурения, приходится пользоваться осторожно, ибо на эту величину влияет режим бурения, учитывать это влияние очень трудно.
По-видимому, целесообразно в стадии разведочных работ для расчетов использовать эффективные мощность и пористость коллекторов. Эти параметры можно определять по данным каротажа скважин, что позволит проводить массовые расчеты и, следовательно, избежать ошибок из-за неточности отдельных определений.
В данном случае при вычислении точности подсчета запасов одной из залежей в пашийских отложениях на Нижне-Омринском месторождении мы брали только эффективную мощность. Дело в том, что для указанных отложений установлена [5] зависимость между эффективной мощностью песчаников и их пористостью, позволяющая сравнительно точно оценивать коллекторские свойства пластов по известной эффективной мощности. Закономерная связь коллекторских свойств пластов с их мощностью делает все расчеты более уверенными.
При помощи применяемой нами методики можно установить точность подсчета, необходимую при отнесении к той или иной категории запасов, и для других месторождений, расположенных в платформенных или в складчатых областях, а также определить (приблизительно) количество скважин, нужное для перевода запасов из одной категории в другую, более высокую.
В связи с изложенным выше возникает вопрос о рациональной методике разведки нефтяных месторождений, обеспечивающей более быстрый подсчет запасов и ввод месторождений в разработку.
Ввиду того, что необходимо в кратчайшие сроки резко увеличить разведанные запасы нефти и газа, требуется быстро устанавливать промышленную ценность крупных зон нефтегазонакопления и отдельных площадей. Цель разведочного бурения - проверять и подтверждать данные, полученные при проведении комплекса детальных геологических и геофизических работ, структурно-колонкового и оценочного глубокого бурения. Таким образом, разведочное бурение является завершающим и важнейшим этапом всесторонней оценки месторождений и определения возможных запасов.
Однако разведочное бурение обходится очень дорого, особенно в труднодоступных районах, в частности, в таежных районах Коми АССР, поэтому оно должно проводиться с максимальной эффективностью. Нет смысла кропотливо уточнять контуры отдельных залежей, так как это задерживает иногда на длительное время разведку других площадей. Уточнять контуры, выявлять отдельные небольшие залежи и решать некоторые другие вопросы доразведки можно в процессе эксплуатационного разбуривания, значительно более дешевого, чем разведочное. Если эксплуатация небольших залежей целесообразна (близость к промыслам или коммуникациям, высокие качества нефти и т. п.), то их следует немедленно передавать в опытную разработку и задачи оконтуривающего бурения решать при помощи эксплуатационных скважин. После установления небольших размеров вскрытой залежи разведку этой площади нужно немедленно прекратить. Вряд ли можно согласиться с одним из положений Инструкции по применению классификации запасов [2], предполагающей в подобных случаях (§ 8, пункт III) возможность сгущения сети разведочных скважин до разбуривания по эксплуатационной сетке.
На крупных месторождениях целесообразно проводить опытные разбуривание и разработку на участках первых продуктивных скважин для выяснения характера и типа залежи, распространения коллекторов и их нефтенасыщенности, продуктивности скважин и т.п. Тогда к окончанию оконтуривающего бурения будут получены данные для составления полноценного проекта разработки, кроме того, оно будет проводиться и корректироваться более обоснованно. В частности, это следовало бы осуществить на Западно-Тэбукском месторождении (Печорская депрессия), близость которого к объектам переработки вполне оправдывает опытную разработку не только геологически, но и экономически.
Недостаточно обоснованное разведочное бурение часто приводит к переразведке площадей, что не исключает, однако, возможности появления здесь, пустых эксплуатационных скважин. Например, на Нижне-Омринском месторождении, являющемся одним из самых крупных известных в настоящее время газонефтяных месторождений Коми АССР, были пробурены 153 разведочные скважины, из которых 67 скважин (43,8%) оказались пустыми или обводненными. В 1956 г. месторождение передали в разработку и наряду с доразведкой на нем было начато эксплуатационное бурение. В течение 1956-1959 гг. здесь пробурена 81 эксплуатационная скважина на основной продуктивный горизонт (пласты 1-а и 1-б нижнефранского подъяруса верхнего девона). 68 скважин дали промышленные притоки, а 9 (11%) были непродуктивные. Из 16 пробуренных за это же время доразведочных скважин в восьми получены промышленные притоки нефти или газа, а 8 (50%) оказались пустыми (отсутствие песчаников) или обводненными. Соотношение непродуктивных скважин (10-11% эксплуатационных и 40-50% доразведочных) выдерживается и по некоторым годам. Так, из пробуренных в 1959 г. 27 эксплуатационных скважин непродуктивны 3 скважины, а из четырех доразведочных - 2 скважины. Относительно невысокая эффективность эксплуатационного и доразведочного бурения объясняется тем, что на площади указанного месторождения развиты небольшие залежи типа литологически ограниченных со всех сторон (в пластах 1-а и 1-б). Сводовые залежи встречаются только в нижезалегающих горизонтах (пласты 1-в и III среднего девона), и размеры их на этом месторождении невелики. Примерно такие же соотношения продуктивных и непродуктивных эксплуатационных скважин наблюдаются и по другим площадям Верхне-Ижемского и Омра-Сойвинского районов. Следовательно, несмотря на большой объем разведочных работ и доразведочного бурения, имеются непродуктивные эксплуатационные скважины, выполняющие некоторые задачи оконтуривания и доразведки. По-видимому, целесообразно часть эксплуатационного метража (10-15% для месторождений типа Нижне-Омринского) выделять на доразведку площадей как на «эксплуатационно-разведочное» бурение. Это позволило бы значительно сократить объем дорогостоящего разведочного бурения на площадях с утвержденными запасами промышленных категорий или даже совсем отказаться от него.
Одним из основных требований, предъявляемых к разведочным работам, следует считать равномерное распределение разведочных скважин на нефтегазоносных площадях, продуктивность которых достаточно достоверно выявлена комплексом предварительных геолого-геофизических работ. Только в этом случае наши представления о геологическом строении месторождения могут быть объективными. Чем ближе расположение разведочных скважин к равномерной сетке, тем точнее все расчеты, отмеченные выше, и, в частности, определение показателя изменчивости и коэффициента разведанности.
Но это требование, направленное на улучшение качества подсчета запасов и обоснованности проекта разработки, часто не выполняется, особенно на площадях с невыдержанным литологическим составом коллекторов. В таких случаях разведочное, а затем и эксплуатационное бурение нередко сосредотачивается вокруг скважин, попавших в благоприятные участки. Другие же участки, нередко оказывающиеся впоследствии не менее благоприятными, длительное время остаются недоразведанными. Так на Нижне-Омринском месторождении только после двух лет разработки было «открыто» богатое северо-восточное крыло. Однако даже в настоящее время это месторождение нельзя считать полностью разведанным. В частности, из-за редкой сетки скважин до сих пор не выяснены ресурсы юго-западного крыла, не освещены глубоким бурением площади к востоку и северо-востоку от Нижней Омры, которые, возможно, представляют собой восточную краевую часть Омра-Сойвинского выступа и поэтому могут оказаться весьма перспективными.
ЛИТЕРАТУРА
1. Жданов М.А. Методы подсчета подземных запасов нефти и газа. Госгеолиздат, 1952.
2. Инструкция по применению классификации запасов к месторождениям нефти и газа. ГКЗ, 1959.
3. Казаковский Д.А. Оценка точности результатов в связи с геометризацией и подсчетом запасов месторождений. Углетехиздат Западугля, 1948.
4. Коротков С.Т. Некоторые вопросы подготовки запасов нефти. Геология нефти, 1957, № 8.
5. Моделевский М.III., Максимов П.Н. О литологически ограниченных залежах Омра-Сойвинского района. ННТ, серия Геология, № 5, 1960.
6. Трофимук А.А. Некоторые вопросы подготовки запасов нефти. Геология нефти, 1957, № 2.
7. Храмов Н.А., Фомкина М. К. Применение вариационной статистики для выяснения степени разведанности месторождения и точности подсчета запасов. Рефераты научно-исследовательских работ ВНИИ, законченных в 1956 г. ГОСИНТИ, 1958.
Ухтинский нефтяной комбинат