О некоторых нерешенных вопросах разработки нефтяных месторождений
А.Г. Габриэлян, И.Н. Синяговский
Многообразие типов залежей нефти и газа в Сталинградском Поволжье обусловило особенности процесса разработки каждой из них. Однако в настоящее время решены не все вопросы рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений, главным образом потому, что научно-исследовательские организации не уделяют им должного внимания.
Залежи нефти и газа Сталинградского Поволжья приурочены к терригенным и карбонатным коллекторам каменноугольных и девонских отложений и относятся к типу пластовых, сводовых, подпираемых краевыми водами, кроме залежи газа на Коробковской площади в серпуховских, намюрских и нижнебашкирских карбонатных породах, которая относится, вероятно, к типу массивных. Размеры выявленных залежей нефти и газа сильна колеблются.
Около 66% залежей нефти с газовыми шапками; такие залежи содержат 81 % всех запасов нефти Сталинградской области.
Нефтяные и газовые месторождения Сталинградского Поволжья в основном состоят из большого числа залежей (Жирновское - 12, Коробковское - 10, Бахметьевское - 12, Арчединское - 14).
Почти во всех залежах имеется большой запас упругой энергии в законтурных зонах пласта и хорошая сообщаемость законтурной области с продуктивной частью, вследствие чего в залежах преобладают упруго-водонапорный и смешанный (газоводонапорный) режимы.
В связи с описанными особенностями возникают следующие вопросы, решение которых чрезвычайно важно для рациональной разработки залежи.
1. Разработка залежей в карбонатных породах. Удельный вес залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, растет из года в год. В Сталинградской области с ними связаны 17% запасов нефти и 70% запасов газа. Если при разработке газовых залежей не возникает серьезных затруднений, то разработка нефтяных залежей в карбонатных коллекторах сопряжена с определенными трудностями.
Существующие геофизические методы пока не позволяют достаточно точно выделять продуктивные горизонты и определять параметры пласта, необходимые для подсчета запасов и контроля за разработкой залежей в карбонатных породах.
Имеются примеры, когда подсчитанные запасы нефти в этих породах неоднократно корректировались из-за того, что свойства коллекторов были определены с большими погрешностями и запасы оказались заниженными (турнейский горизонт Арчединского месторождения). Необходимо разработать более совершенные геофизические методы определения продуктивности и коллекторских свойств карбонатных коллекторов.
Залежи нефти и газа приурочены к пористым, а также к кавернозным и трещиноватым известнякам. Если в этом случае фильтрация нефти должна происходить по законам, присущим Терригенный коллекторам, то в кавернозных и трещиноватых известняках, вероятно, следует ожидать отклонений от этих законов.
Разработку нефтяных залежей, приуроченных к пористым известнякам, можно проектировать по существующим методикам. Для разработки залежей нефти в трещиноватых и кавернозных известняках следует создать их региональные методы.
2. Разработка нефтяных залежей с газовыми шапками. Это - сложный процесс. А.В. Афанасьева и Л.А. Зиновьева считают рациональной разработку подобных залежей при сохранении неподвижности газонефтяного контакта (Афанасьева А.В. и Зиновьева Л.А. Разработка нефтяных месторождений при одновременном отборе газа из газовой «шапки». НХ. № 10, 1957).
Это может быть достигнуто двумя путями: либо нагнетанием воды в зону отбора, поддерживая в ней первоначальное давление, либо созданием равновесия пластового давления в зоне отбора и газовой шапке, выпуская из последней газ. Второй вариант признан наиболее рациональным и рекомендован для разработки Коробковского месторождения.
Оба варианта не допускают вторжения нефти в сухие пески газовой шапки и расширения газовой шапки в сторону нефтяной оторочки, что может привести к нежелательному загазовыванию эксплуатационных скважин.
Однако сохранение неподвижности газонефтяного контакта в процессе разработки имеет и отрицательные стороны. Например, на Коробковском месторождении газовая шапка сталиногорской залежи занимает большую площадь. Подгазовая зона составляет 26% всей продуктивной части пласта, в ней сосредоточены большие геологические запасы нефти, причем в ее пределах на первой стадии разработки не предусмотрено бурения скважин (см. рисунок). Третий, подгазовый ряд скважин по проекту должен разбуриваться после отключения первого ряда из-за обводнения скважин. Коэффициент нефтеотдачи для подгазовой зоны принят равным 0,4, а для нефтяной и водонефтяной зон 0,7. Снижение величины коэффициента нефтеотдачи объясняется тем, что нефть в подгазовой зоне должна вытесняться при, режиме растворенного газа.
Разработка сталиногорской залежи в условиях неподвижности газонефтяного контакта означает почти полную консервацию запасов нефти подгазовой зоны.
Сталиногорский горизонт на Коробковской площади имеет сложное строение; поэтому крайние ряды эксплуатационных скважин (вдоль внешнего газо-нефтяного контура) отберут ничтожную долю запасов подгазовой зоны.
Разработка газо-нефтяной залежи при неподвижном газо-нефтяном контакте требует эффективного, надежного контроля. Между тем, существующие методы контроля радиоактивным каротажем еще несовершенны и в условиях перемежающихся глинистых и песчаных пластов бессильны. Для ускорения отбора нефти и газа из залежи и повышения коэффициента нефтеотдачи подгазовой зоны сталиногорского горизонта примерно до 0,7 (что даст дополнительную добычу около 5 млн. т) предлагается ввести в разработку подгазовую зону, отделив газовую зону от остальной продуктивной части пласта нагнетанием воды.
Опыт заводнения залежей нефти в головной части пластов имеется в Советском Союзе (Калиновско-Степановское месторождение Куйбышевской области, Бинагадинское месторождение
Азербайджанской ССР и др.) и в США (месторождения Адена, Вест-Норфолк и др.). Во всех случаях были получены положительные результаты; удавалось создать водяной барьер между газовой шапкой и нефтяной частью пласта.
Однако перед нагнетанием воды в головную часть сталиногорского горизонта Коробковского месторождения Сталинградский совнархоз наметил провести опытные работы на залежи, имеющей подобную же характеристику, но сравнительно небольшие запасы, что поможет быстро получить результаты.
Сталинградский научно-исследовательский нефтегазовый институт (СНИИНГ) предложил отделить газовую шапку от нефтяной залежи в пласте Б1 тульского горизонта Бахметьевского месторождения.
Эта залежь со сравнительно большой газовой шапкой разрабатывалась с поддержанием пластового давления при помощи законтурного заводнения. Отобрано 25% абсолютных или 38% промышленных запасов нефти. Несмотря на законтурное заводнение пластовое давление снизилось в зоне отбора и в газовой шапке примерно на 10 ат. Так как в пласт закачано воды в 1,42 раза больше, чем отобрано жидкости в пластовых условиях, то снижение пластового давления следует объяснять оттоком воды в законтурную область и утечками в другие пласты, установленными в результате применения радиоактивных изотопов в отдельных нагнетательных скважинах. Повышение газовых факторов в скважинах ряда, близко расположенного к газонефтяному контуру, свидетельствует о том, что газовая шапка расширяется. По данным СНИИНГ газо-нефтяной контакт за время разработки снизился на 1,5-2 м.
В Сталинградском институте составлен проект доразработки залежи нефти пласта Б1 Бахметьевского месторождения, предусматривающий нагнетание воды через пять нагнетательных скважин, расположенных на внутреннем газонефтяном контуре. Осуществление этого проекта даст возможность форсировать отбор промышленных запасов, повысить конечный коэффициент нефтеотдачи и решить вопрос о возможности разработки газо-нефтяных залежей больших размеров (типа Коробковской) ускоренными темпами. В решении этой важной проблемы наши центральные научно- исследовательские институты должны принять деятельное участие.
3. Проектирование разработки многопластовых нефтяных и газовых месторождений. Как известно, в настоящее время разработка отдельных залежей проектируется даже тогда, когда они составляют часть многопластовых (вернее многозалежных) месторождений. Правда, при разработке газовых месторождений подобная методика не применяется. Здесь созданы комплексные проекты разработки месторождений в целом. По таким проектам (преимущественно ВНИИГаза) разрабатываются в Сталинградской области Верховское, Саушинское и Арчединское месторождения. Комплексного же решения этой проблемы при разработке нефтяных месторождений в целом нет. Поэтому не случайно, что, например, по Бахметьевскому месторождению, было составлено шесть проектов разработки залежей и, вероятно, будет составлено еще три. Проектом разработки каждой залежи предусматривается наиболее рациональная система отбора запасов нефти, включающая размещение эксплуатационных скважин, темпы отбора и т. д.
Между тем, разработка, рациональная для отдельной залежи, становится иногда нерациональной для месторождения в целом.
Недостатки подобных систем разработки, в особенности средних и небольших по размерам залежей нефти, заключаются, во-первых, в том, что по каждой залежи проектируются низкие темпы отбора (3-10% промышленных запасов в год); во-вторых, почти все запроектированные скважины на каждую залежь нужно бурить, редко можно использовать уже пробуренные скважины; в-третьих, методика проектирования предусматривает отключение эксплуатационных скважин при их 50-процентном обводнении, но не дает рекомендаций по дальнейшему использованию этого фонда.
Таким образом, общее число эксплуатационных скважин, при кажущемся небольшом уплотнении по каждому из горизонтов, по месторождению в целом возрастает.
Упорядочение разработки нефтяных месторождений прежде всего должно начаться с проектирования по всему месторождению. При этом становится возможным:
а) выделение базисных и возвратных горизонтов в зависимости от физико-геологических свойств коллектора и жидкости, объединение этих горизонтов в этажи разработки;
б) совместная или раздельная одновременная эксплуатация двух и более горизонтов одной сеткой;
в) более уплотненное (чем предусмотрено в современных проектах для отдельных залежей) размещение эксплуатационных скважин на базисном горизонте с последующим возвратом на верхние горизонты одних скважин и оставлением других для довыработки остаточных запасов из базисного горизонта;
г) форсированный отбор основных запасов из базисного и даже из возвратных горизонтов, что достигается сравнительно уплотненным расположением эксплуатационных скважин;
д) более высокий конечный коэффициент использования геологических запасов из-за сильного уплотнения скважин.
Предварительные расчеты показывают, что общий метраж, нужный для форсированной разработки месторождения в целом, окажется меньше метража, определенного по сумме отдельных горизонтов.
Сталинградский институт в 1961 г. начнет работы по анализу и проектированию доразработки одного из нефтяных месторождений. Желательно, чтобы и ВНИИНефть помог создать методику такого проектирования.
4. Методика проектирования того периода разработки месторождений, когда вместе с нефтью добывается вода. Такая методика до сих пор не создана.
Между тем, как показывает опыт разработки некоторых месторождений (например, Чахнаглярского Азербайджанской ССР) в этот период добывается значительное количество нефти. Общепринятое правило, по которому при проектировании разработки скважины после 50-процентного обводнения отключаются, необходимо пересмотреть, так как в литологически неоднородных пластах подобная методика может привести к потере значительных количеств нефти. Так, по Чахнаглярскому месторождению после 50-процентного обводнения скважин было добыто до 25% геологических запасов нефти форсированным отбором.
От правильного проектирования этой стадии разработки зависит своевременное решение вопросов сбора обводненной нефти (строительство объектов деэмульсации, транспортировка), конструкций скважин и способов их эксплуатации.
Выводы
В методике проектирования проведения и разработки нефтяных месторождений в настоящее время не решены следующие вопросы, на которых должно быть сосредоточено внимание научно-исследовательских организаций.
1. Принципы и методика проектирования разработки газо-нефтяных залежей, приуроченных к трещиноватым и кавернозным карбонатным коллекторам.
2. Разработка подгазовых зон нефтяных залежей, имеющих значительные газовые шапки.
3. Принципы и методика проектирования разработки многопластовых месторождений.
4. Методика проектирования периода разработки нефтяных месторождений, когда вместе с нефтью добывается вода.
Сталинградский совнархоз, СНИИНГ
Контуры нефтеносности: 1 - внешний, 2 - внутренний; контуры газоносности: 3 - внешний, 4 - внутренний, 5 - эксплуатационные скважины.