К оглавлению

Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин (По нефтяным месторождениям штата Тексас (США).)

Ф.А. Гришин

Несмотря на то, что вопросу зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин «давно уже уделяется большое внимание, все еще далеко не ясно, какое число скважин необходимо провести на тот или иной горизонт, чтобы извлечь из него возможно большее, экономически выгодное количество нефти» [1].

Выяснение этой зависимости имеет особенно большое практическое значение при разработке крупных нефтяных месторождений, на которых в случае применения не вполне обоснованной системы разработки в недрах может остаться большое количество нефти.

Для решения вопроса о зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин большой интерес представляет изучение опыта разработки по истощенным продуктивным горизонтам. Однако это затрудняется сложностью объективного определения параметров, на основе которых делаются заключения о коэффициенте нефтеотдачи. Изучение американских материалов осложняется из-за отсутствия исходных данных по тем же параметрам.

В 1945 г. по специальному заданию Американского нефтяного института Крейз и Бекли исследовали влияние плотности размещения скважин на коэффициент нефтеотдачи. Они обработали данные по 103 нефтяным месторождениям США и, как известно, пришли к выводу о том, что плотность размещения скважин не влияет на коэффициент нефтеотдачи. Несколько видоизменив и незначительно дополнив их материалы (по 108 месторождениям), Маскет сделал аналогичный, хотя и более осторожный вывод [2].

Детальный анализ взятых Крейзом, Бекли и Маскетом исходных данных, проведенный В.Н. Щелкачевым, показал, что они не убедительны для таких ответственных выводов, потому что «более, чем половина месторождений не находилась к моменту их анализа в поздней стадии разработки» [3].

Американский исследователь Шоу [4], проанализировав три группы месторождений штата Мичиган с различной плотностью размещения скважин, установил зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин. Он показал, что коэффициент нефтеотдачи меньше на тех месторождениях, где скважины расположены реже.

Приведенные сведения говорят о противоречивости опубликованных до настоящего времени выводов американских исследователей по этому важному вопросу. Между тем, число разрабатываемых нефтяных месторождений в США очень велико, многие из них находятся в поздней стадии разработки. Вопрос о зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин входит в один из этапов научно-исследовательской работы, проводимой, как уже отмечалось ранее [5], в МИНХ и ГП сотрудниками нескольких кафедр под руководством В.Н. Щелкачева и по договору с УфНИИ и Башсовнархозом.

Для выяснения зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин мы собрали и проанализировали материалы о разработке нефтяных месторождений штата Тексас по состоянию на 1952 г. стараясь правильно решить вопрос и избежать отмеченных выше неточностей Крейза, Бекли и Маскета в подборе исходного материала.

Штат Тексас является самым крупным нефтедобывающим районом США и одним из крупнейших нефтедобывающих районов мира. В течение многих последних лет ежегодная добыча нефти в штате Тексас составляет около 40% от всей добычи нефти в США. Общее количество нефти, которое содержалось в открытых до 1 января 1952 г. 4396- залежах штата до начала их разработки, составляло 15 млрд. м³. По состоянию на 1 января 1952 г. из них было извлечено лишь 2,353 млрд. м3. Остаточные промышленные запасы нефти по штату на ту же дату составляли 4,165 млрд, м³, из которых 2,495 млрд, м³ (около 60%) относились к первично извлекаемым запасам, а 1,670 млрд, м³ - к вторично извлекаемым запасам. После получения всех остаточных промышленных запасов общая накопленная добыча нефти по штату составит 6,518 млрд. м³. Как неизвлекаемые в недрах останутся 8,492 млрд, м³, что на 1,256 млрд, м³ больше, чем вся накопленная добыча нефти по США с начала разработки и до 1 января 1952 г. Приведенные данные говорят о большом удельном весе добычи и запасов нефти штата Тексас по отношению ко всем запасам и добыче нефти США.

Нефтяные месторождения штата относятся к двум различным по геологическому строению нефтегазоносным провинциям: провинции Мидконтинента и прибрежной провинции Голф. В первой скопления нефти приурочены в основном к отложениям палеозойского возраста, во второй - к мезо-кайнозойским образованиям. В целом нефтяные районы штата Тексас характеризуются большим разнообразием типов ловушек и коллекторов, содержащих в себе промышленные скопления нефти.

Горным отделом железнодорожной комиссии штата, являющимся основным контрольным органом по добыче нефти, штат Тексас подразделяется на 11 административных районов, пять из которых (Д-10, Д-9, Д-8, Д-7в и Д-7с) территориально совпадают в основном с провинцией Мидконтинента, а шесть (Д-1, Д-2, Д-3, Д-4, Д-5 и Д-6) входят преимущественно в провинцию Голф.

По каждому из указанных административных районов (за исключением Д-7в, Д-9 и Д-10) мы смогли собрать сведения о геологических запасах нефти, накопленной добыче и остаточных промышленных первичных и вторичных запасах по всем продуктивным горизонтам, находящимся или находившимся в эксплуатации. Следовательно, по каждому продуктивному горизонту в пределах того или иного административного района оказалось возможным определить средний ожидаемый коэффициент нефтеотдачи как отношение накопленной к 1 января 1952 г. добычи плюс оставшиеся первичные и вторичные промышленные запасы нефти к общим геологическим запасам одного и того же продуктивного горизонта. Были подобраны сведения по состоянию на ту же дату о нефтяных месторождениях, эксплуатирующих или эксплуатировавших продуктивные горизонты в указанных выше административных районах, и определена по ним средняя плотность размещения скважин. Последняя подсчитывалась по горизонтам как среднеарифметическая величина из всех значений плотности, полученных по отдельным месторождениям. Таким образом, удалось сопоставить средние коэффициенты нефтеотдачи по каждому продуктивному горизонту со средней плотностью размещения скважин на месторождениях того же административного района.

При статистическом изучении зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин (в каждом районе) для анализа выбирали лишь те продуктивные горизонты, накопленная добыча по которым на 1 января 1952 г. составляла более 50% от начальных промышленных запасов нефти, т.е. запасы нефти в значительной мере были уже отобраны. В этом случае можно доверять приводимым данным о величине геологических и промышленных запасов нефти. Оказалось, что в общем в указанных районах штата Тексас имеется 48 четко выделяемых продуктивных горизонтов (разрабатываемых на нескольких сотнях нефтяных месторождений), промышленные запасы из которых отобраны более чем на 50%, в подавляющем большинстве более чем на 60-70% от начальных промышленных запасов, а многие из них, эксплуатировавший эти горизонты, уже истощены и заброшены (Этим наше исследование методически отличается от исследований Крейза, Бекли и Маскета, использовавших при анализе значительно меньшее число месторождений, по 55% из которых начальные промышленные запасы были отобраны менее чем на 60%, а по 18% месторождений начальные промышленные запасы были отобраны даже менее чем на 30%.). Следовательно, данные об ожидаемых коэффициентах нефтеотдачи по горизонтам, выбранным для нашего анализа, более убедительны.

К сожалению, не по всем указанным продуктивным горизонтам тех или иных районов штата можно было определить среднюю плотность размещения скважин, в основном из-за отсутствия данных о продуктивных площадях по месторождениям, эксплуатирующим или эксплуатировавшим эти горизонты. Однако, как правило, горизонты, о которых таких данных нет, или второстепенны, или же эксплуатируются совместно с другими горизонтами. Поэтому для анализа зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин из 48 горизонтов были использованы лишь 30, по которым удалось получить достоверные данные об ожидаемых коэффициентах нефтеотдачи и о средней плотности размещения скважин. Сводные данные по этим горизонтам представлены в таблице, где подведен итог проведенных исследований и расчетов по 206 нефтяным месторождениям. Следует подчеркнуть, что и по количеству анализируемых месторождений наше исследование полнее, чем исследования Крейза, Бекли и Маскета.

Как видно из таблицы, литологически продуктивные горизонты очень разнообразны и условно могут быть подразделены на три группы: 1) пористые и выдержанные коллекторы (песчаные коллекторы); 2) трещиноватые коллекторы (известняки, доломиты и кепрок) и 3) плотные и невыдержанные коллекторы (значительно сцементированные или линзовидные песчаники и плотные карбонаты, продуктивность которых связана в основном с локальным их распространением или с локальным распространением в них пористости и трещиноватости). Выделение этих групп имеет существенное значение при изучении коэффициентов нефтеотдачи (При изучении коэффициента нефтеотдачи очень важно знать режим работы пласта. Однако по исследованным месторождениям штата Тексас достаточных сведений по этому вопросу не оказалось.). Колебание нефтеотдачи от 4 до 68,9% связано с различными факторами, из которых главную роль играют литологические свойства коллектора. Средняя плотность размещения скважин по каждому продуктивному горизонту в том или ином районе штата также сильно колеблется от 0,6 га до 17,1 га на скважину (Самое крайнее значение плотности размещения скважин (по горизонту Спрабери) во внимание не принимается, поскольку оно не характеризует конечную степень уплотнения. Пять крупных месторождений, по которым рассчитана плотность размещения скважин, открыты лишь в 1951 г. и, несмотря на значительный процент отобранных запасов, они еще окончательно не разбурены. Вызывает также сомнение достоверность данных о накопленной добыче.). При этом наиболее широкий диапазон сеток отмечается по второй группе коллекторов.

Для выяснения зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин построен график, каждая точка на котором характеризует значение нефтеотдачи и среднюю плотность размещения скважин для определенного продуктивного горизонта в том или ином районе штата Тексас (рис. 1). В расположении нанесенных точек отмечается следующая закономерность.

1. Коэффициенты нефтеотдачи по песчаным выдержанным коллекторам (1 группа коллекторов) выше, чем по трещиноватым и литологически невыдержанным коллекторам (2 и 3 группы), а коэффициенты нефтеотдачи по трещиноватым выдержанным коллекторам выше, чем по литологически невыдержанным коллекторам.

2. В 1 и 2 группах коллекторов отмечаются четкие статистические зависимости среднего значения коэффициента нефтеотдачи от среднего значения плотности размещения скважин, выражающиеся в том, что по мере увеличения плотности размещения скважин растет нефтеотдача.

3. Имеется несколько точек, соответствующих очень низким ожидаемым коэффициентам нефтеотдачи (менее 0,2). Причина столь низких коэффициентов нефтеотдачи для каждого случая пока еще не выяснена. Эти точки характеризуют в основном 3 группу коллекторов, т.е. особо сложные геологические условия, в которых по существу никакой связи между коэффициентами нефтеотдачи и плотностью размещения скважин по данным произведенных исследований не отмечается. Следует заметить, что общие геологические запасы нефти по продуктивным горизонтам, которые характеризуются указанными шестью точками (коэффициент нефтеотдачи менее 0,2), составляют менее 0,5% от общих геологических запасов по горизонтам, характеризующимся остальными 24 точками. В связи с указанным горизонты 3 группы коллекторов, как аномальные, в дальнейшем не рассматривались.

Для более детального исследования 1 и 2 групп коллекторов составлены дополнительные графики (рис. 2 и 3).

На рис. 2 выражена зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин для 1 группы коллекторов, на основании которой можно сделать следующие выводы.

1. Средние плотности размещения скважин колеблются от 2,8 до 11,8 га на скважину. Средние коэффициенты нефтеотдачи при этом изменяются от 0,689 до 0,447. Здесь наблюдается тенденция к уменьшению коэффициента нефтеотдачи в связи с уменьшением плотности размещения скважин.

2. Несмотря на некоторый разброс точек, что неизбежно при статистической обработке данных, на графике видна тесная связь между переменными, определяющаяся коэффициентом корреляции 0,73.

По рис. 3, выражающему ту же зависимость для 2 группы коллекторов, можно отметить следующее.

1. Средние плотности размещения скважин меняются от 0,6 до 16,2 га на скважину при соответствующем изменении средних коэффициентов нефтеотдачи от 0,599 до 0,227. Таким образом, здесь в еще более широких пределах отмечается тенденция к уменьшению коэффициента нефтеотдачи по мере разрежения сетки скважин.

2. Коэффициент корреляции, равный 0,89, характеризует очень тесную связь между переменными.

Приведенный материал позволяет сделать выводы, что с увеличением плотности скважин коэффициент нефтеотдачи, как правило, растет, и что большая плотность размещения скважин, применявшаяся на некоторых месторождениях США для увеличения коэффициентов нефтеотдачи, не сопровождалась мероприятиями по воздействию на пласт (Ни на одном из исследованных 206 месторождений по состоянию на 1 января 1952 г не применялись ни вторичные методы, ни методы по поддержанию пластового давления.).

Полученные выводы позволяют высказать следующие соображения по вопросу выбора сеток скважин.

1. Нельзя считать, что при любой сетке скважин может быть получен один и тот же, тем более желаемый по плану, коэффициент нефтеотдачи.

2. Не следует, исходя из полученных данных, обязательно стремиться к плотной сетке скважин, так как применяя мероприятия по воздействию на пласт при более широкой расстановке скважин, можно получить тот же коэффициент нефтеотдачи, который мог бы быть получен при более плотной сетке без использования методов поддержания пластового давления.

3. Выбор широкой сетки размещения скважин с применением мероприятий по воздействию на пласт должен сопровождаться расчетами возможного коэффициента нефтеотдачи, с учетом экономических соображений и государственных интересов, потому что не любая широкая сетка скважин может обеспечить планируемый коэффициент нефтеотдачи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Величко А.В., Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.

2. Muskat М. Physical Principles of Oil Production, New York, 1949.

3. Щeлкачев В.H. Разработка нефтяных месторождений в США. Гостоптехиздат, 1958.

4. Shaw S. F. Influence of spacing on ultimate recovery. The Petroleum Engineer, March, 1948.

5. Гришин Ф.А. Плотность размещения скважин на новых нефтяных месторождениях США, Геология нефти и газа, 1960, № 9.

6. Fancher G.Н., Whiting R.L., Cretsinger J.Н. The Oil Resources of Texas, Austin, 1954.

7. Statistics of Oil and Gas Development and Production, New York, 1952.

8. Habitat of Oil A symposium; Conducted by The American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, 1958.

9. Ver Wiebe W.A. North American Petroleum, Wichita, 1957.

МИНХиГП

Таблица

Район	Номер точки	Продуктивный горизонт	Литологическая характеристика коллектора *	Условная группа кол лектора	Геологические запасы нефти, баррели	Накопленная добыча (на 1 января 1952 г.)		Остаточная добыча (первичная+ -(-вторичная), баррели	Общая ожидаемая добыча, баррели	Ожидаемый коэффициент нефтеотдачи	Количество использованных месторождений	Средняя плотность размещения скважин, га/скв
						баррели	% к геологическим запасам
Д-1	1	Austin	м, нк	3	121 213 000	32 032 444	26,4	1 1 219 693	43 252 137	0,357	20	5,6
	2	Serpentine	СП, ВТК	2	52 494 000	23 780 710	45,3	4 717 100	28 497 810	0,543	18	4,9
	3	Buda	и, нк	3	1 344 000	44 145	3,3	11 000	55 145	0,041	2	3,0
	4	Edwards	И, ВТК	2	534 951 020	201 200 173	37,6	61 450 128	262 650 301	0,491	9	5,6
Д-2	5	Catahoula	П, ВПК	1	79 719 1 15	22 298 902	28,0	21 210 084	43 508 986	0,546	10	7,6
	6	Jackson	П, нк	3	12 339 190	2 064 414	16,7	1 963 063	4 027 477	0,326	1	6,1
	7	Jegua	П, ВПК	1	107 059 941	37 972 056	35,5	12 627 609	50 599 665	0,455	11	11,8
Д-3	8	Caprock	К, ВТК	2	168 247 916	76 815 414	45,7	23 906 753	100 722 167	0,599	5	0,6
	9	Catahoula	П, ВПК	1	10 023 333	5 866 666	58,5	950 179	6 816 666	0,680	1	2,8
	10	Discorbis	П, ВПК	1	5 000 000	1 835 116	36,7	1 193 581	3 028 697	0,606	1	3,2
	1 1	Vicksburg	П, ВПК	1	166 753 334	56 532 448	33,9	46 023 036	102 555 484	0,615	1	6,4
Д-4	12	Miocene	П, ВПК	1	27 669 535	14 030 267	50,7	3 777 878	17 808 145	0,644	3	6,9
	13	Catahoula	П, ВПК	1	1 17 436 041	38 128 895	32,5	25 463 412	63 592 307	0,541	11	8.9
	14	Jackson	п, с, нк	3	1 616 197 819	329 553 707	20,4	295 252 438	624 806 145	0.387	25	6,4
	15	Mc Elroy **	п, с, нк	3	1 136 775 049	231 762 020	20,4	185 154 165	416 916 185	0.367	5	6,0
	16	Jequa	П. ВПК	1	206 555 350	53 699 820	26,0	38 609 419	92 309 239	0,447	13	9,8
Д-5	17	Woodbine	П, ВПК	1	1 383 109 000	504 526 500	36,5	334 603 803	839 130 303	0,607	17	6.5
	18	Washita	и, нк	3	760 000	118 896	15,6	8 507	127 403	0,168	5	4,7
	19	Walnut	и, нк	3	4 000 000	136 117	3,4	1 13 883	250 000	0,063	1	17,1
	20	Paluxy	П, ВПК	1	55 1 93 000	20 525 113	37,2	17 491 887	38 017 000	0,689	4	9,1
	21	Pettit	И, ВТК	2	3 313 000	524 485	15,8	228 847	753 332	0,227	2	14,2
	22	Travis Peak	п, нк	3	2 154 000	145 744	6,8	55 394	201 138	0,093	2	6,9
Д-6	23	Weches	П, нк	3	2 500 000	435 126	17,4	0	435 126	0,174	1	8,1
	24	Queen City	п, нк	3	802 500	21 684	2,7	10 663	32 347	0,040	2	3,7
	25	Carrizzo	П, ВПК	1	8 860 000	3 174 635	35,8	2 1 77 365	5 352 000	0,604	2	4,2
	26	Navarro	п, нк	3	21 550 834	3 320 515	15,4	1 879 286	5199 801	0,241	4	8,7
	27	Paluxy	П, ВПК	1	666 086 700	164 651 395	24,7	157 885 81 1	322 537 206	0,484	11	9,6
Д-7с	28	San Andres	и, ВТК	2	101 750 000	25 649 361	25,2	15 056 777	40 706 138	0,400	9	11,3
	29	Spraberry	И, ВТК	2	11 250 000	1 679 596	14,9	941 777	2 621 373	0,233	5	28,7
Д-8	30	Mississippian	Д, ВТК	2	990 000	158 963	16,1	84 533	243 496	0,246	5	16,2

* м -мел, и - известняки, п - песчаники, сп - серпентин к - кепрок, с - сланцы, д -доломиты, впк - выдержанный пористый коллектор, втк - выдержанный трещиноватый коллектор» нк - невыдержанный коллектор.

** Горизонт Mc Elroy является частью свиты Jackson.

Рис. 1. График зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин по истощенным, продуктивным горизонтам штата Тексас (сводные данные).

Коллекторы: 1 - первой, 2 - второй и 3 - третьей групп.

Рис. 2. График зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин по истощенным продуктивным горизонтам, характеризующимся выдержанными пористыми коллекторами.

Рис. 3. График зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин по истощенным продуктивным горизонтам, характеризующимся выдержанными трещиноватыми коллекторами.