К оглавлению

О нефтеотдаче в условиях неоднородного пласта (В порядке обсуждения.)

С. И. Кувыкин, Г. П. Ованесов, Т. М. Золоев, Ю. И. Шаевский

При разработке залежей с поддержанием пластового давления методом законтурного и внутриконтурного заводнения на величину нефтеотдачи влияют плотность сетки скважин, степень неоднородности продуктивных пластов-коллекторов, отмывные способности нагнетаемой воды, физические свойства нефти и т.д. Одним из основных условий обеспечения высокого коэффициента нефтеотдачи является полнота вскрытия отдельных прослоев и линз продуктивных горизонтов, что зависит от плотности сетки скважин.

Во многих работах величина потерь оценивается в зависимости от плотности сетки [1-3, 5, 6], в некоторых из них эту величину определяют исходя из условий идеального пласта, т.е. без учета литологической неоднородности, а в других потери рассчитываются для конкретных месторождений, но без детального анализа фактического материала и без достаточной аргументации [3, 5, 6]. Примером последнего расчета является составленная во ВНИИНефть по материалам Туймазинского месторождения [5] кривая зависимости потерь от плотности сетки, согласно которой потери при сетке в 24 га на скважину составляют 0,5% от запасов, а при разрежении сетки до 100 га на скважину увеличиваются до 1,7%, т. е. при четырехкратном разрежении сетки потери нефти увеличиваются всего на 1,2%.

Учитывая значительную неоднородность девонских пластов, некоторые геологи Башкирии предположили, что данная кривая не отражает действительной величины потерь. Приводимые нами отдельные примеры, свидетельствующие о появлении или выклинивании обособленных пластов, а также о резком изменении мощностей, по заключению авторов упомянутой кривой, не могли характеризовать залежь в целом. В то время не было еще достаточно обработанного материала, который позволил бы на основании фактических данных определить величины потерь. В настоящее время на примере Шкаповского, Туймазинского и других месторождений можно оценить величины потерь в зависимости от плотности сетки.

Как известно, большинство объектов разработки месторождений Башкирии и среди них горизонт Д_I Туймазинского, горизонты Д_I и Д_IV Шкаповского, горизонт Д_I Серафимовского, Леонидовского и других месторождений построены сложно. Продуктивные пласты местами расчленены глинистыми породами на отдельные прослои, иногда выклиниваются или полностью замещаются малопроницаемыми породами. Соответственно резко изменяются их мощности, пористости и проницаемости.

По Шкаповскому месторождению построен график (рис. 1), характеризующий непостоянство мощности, проницаемости и пористости среднего пласта горизонта Д_I, верхнего и нижнего пластов горизонта Д_IV, содержащих основные запасы нефти. По нижнему и верхнему пластам горизонта Д_IV изучено соответственно 136 и 368 скважин, по среднему пласту горизонта Д_I - 433 скважины. Общее количество определений по скважинам, использованным в подсчетах для каждого пласта в отдельности, принято за 100%. Из графика видно, что по мощности наиболее неоднороден верхний пласт горизонта Д_IV. При значениях мощности от 0 до 18 м число скважин, вскрывших пласт мощностью 9 м, не превышает 15%. По среднему пласту горизонта Д_I среднее значение мощности наблюдается только у 20% скважин. Среднее значение проницаемости (400 миллидарси) составляет: по верхнему пласту горизонта Д_IV примерно у 30% и среднему пласту горизонта Д_I примерно у 50% скважин. Средний пласт горизонта Д_I более однороден и по пористости, так как почти у 75% скважин пористость равна 18-22%.

Из-за значительного колебания мощности и коллекторских свойств продуктивных пластов запасы нефти по площади распределены неравномерно. Известно, что хорошо проницаемые разности песчаников продуктивных горизонтов Шкаповского месторождения по простиранию часто полностью замещаются малопроницаемыми породами. Суммарная площадь развития малопроницаемых пород по отношению ко всей площади внутреннего контура нефтеносности составляет: по нижнему и верхнему пластам горизонта Д_IV соответственно 29 и 33%, по нижнему и среднему пластам горизонта Д_I 33 и 1 %.

О резком изменении мощностей песчаников можно судить и по следующим примерам.

На Шкаповском месторождении в скв. 238 пласт Д_IV представлен малопроницаемыми породами, а наклонный ствол этой же скважины, удаленный от основного на 75 м, вскрыл пласт Д_IV, сложенный хорошо проницаемыми песчаниками мощностью до 7 м (рис. 2). В скв. 711 вскрыт 3-метровый пласт песчаника, отсутствующий в удаленных от нее на 450 и 355 м скв. 709 и 717. Из этого пласта в течение длительного времени скважина фонтанирует нефтью дебитом 60 т/сутки.

Совпадение контуров нефтеносности горизонтов Д_I и Д_IV на значительной части Шкаповского месторождения позволило расположить скважины горизонта Д_I (который разбуривался с плотностью 24 га на скважину) между скважинами горизонта Д_IV, разбуренного по сетке 30 га на скважину. В результате совмещения двух сеток во многих участках залежей расстояния между отдельными скважинами, пробуренными на разные горизонты, сближены до 200-400 м, что соответствует плотности 14-18 га на скважину.

Для двух участков залежи горизонта Д_IV Шкаповского месторождения, суммарной площадью свыше 1500 га, были построены карты мощностей отдельных пластов и с учетом расположения нагнетательных скважин выделены «тупиковые» зоны, из которых не вырабатываются запасы, так как нагнетаемая вода экранируется участками непроницаемых пород. «Тупиковые» зоны выделены несколько условно - радиус дренажа принимался равным половине расстояния между скважинами по принятой сетке.

На первом участке (рис. 3) по нижнему пласту горизонта Д_IV объемы «тупиковых» зон от общего объема коллекторов составляют: при сетке 30 га на скважину - 12,9%, при 21,5 га на скважину - 6,8% и при 14 га на скважину - 2,1 %

На втором участке объемы «тупиковых» зон по залежи верхнего пласта горизонта Д_IV от 16,6% (при сетке 30 га на скважину) уменьшаются до 2,6% (при сетке 18 га на скважину).

Расчеты показывают, что при уплотнении сетки с 30 до 18-14 га на скважину только на этих двух участках можно добыть дополнительно около 1 млн. т нефти. Если распространить эти расчеты на всю площадь Шкаповского месторождения, то величина потерь от разрежения сетки до 30 га составит много млн. т, что равноценно открытию и введению в разработку нового среднего по запасам месторождения.

По Туймазинскому месторождению также имеется достаточно данных, свидетельствующих о том, что при более редкой сетке скважин не было охвачено активной разработкой значительное количество линз, пропластков, «тупиков» и т. д. Более того, эти данные указывают на то, что даже при осуществленной сетке размещения скважин не обеспечивается должная полнота выработки запасов. Например, в скв. 1458 горизонт Д_I представлен двумя пластами мощностью 1,6 и 2,4 м, которые при первоначальной интерпретации прослеживались и в скв. 599, расположенной в 925 м от первой. Впоследствии между этими скважинами была пробурена скв. 1484, где горизонт Д_I представлен тремя пластами мощностью соответственно 1,2; 2,4 и 12,4 м. Таким образом, на расстоянии, не превышающем 500 м, мощность горизонта резко меняется и появляется дополнительная линза со значительными запасами нефти.

На Ашитском участке Арланского месторождения, которое разбуривается по сетке 48 га на скважину, мощность песчаников в скв. 34 равна 9,8 м. В скв. 210, расположенной на расстоянии 580 м, мощность того же пласта песчаника сокращается до 1,6 м. Аналогичное пяти-шестикратное уменьшение мощностей выявлено в скв. 10 и 332; 10 и 327 и других, расстояния между которыми не превышают 500-580 м. В результате бурения 40 скважин выяснилось, что объем пласта, не вовлекаемого в разработку на этом участке при сетке 48 га на скважину, составляет более 30%.

Таких случаев, когда мощность пластов на коротких расстояниях резко меняется или они выклиниваются, а в результате уплотнения появляются новые линзы, прослои и пласты песчаников, содержащие большие запасы нефти, очень много.

Приведенные примеры и расчеты позволяют утверждать, что кривая величин потерь, составленная во ВНИИНефть, которой в известной мере обосновывалась и сетка разбуривания горизонта Д_I Шкаповского месторождения, не отображает истинных потерь нефти в зависимости от различной плотности сетки скважин. Обработка материалов бурения на Шкаповском месторождении показывает, что при сгущении сетки скважин существенно меняются наши представления об истинных запасах нефти этого месторождения, уточнение запасов которого характеризуется величинами, измеряющимися миллионами тонн. Предварительные технико - экономические расчеты с учетом стоимости разведочных работ, затрат на разбуривание месторождения и его обустройство показывают экономическую рентабельность дополнительного бурения скважин в обустроенном районе.

В свете изложенного вызывают большое недоумение рекомендации авторов статей, появившихся в последнее время на страницах газет и журналов, предлагающих на основании Бавлинского эксперимента осуществить на башкирских месторождениях дальнейшее разрежение сеток скважин. Следует указать, что вопрос о плотности размещения скважин всегда был в центре внимания науки о разработке нефтяных месторождений. Опираясь на данные советской науки и практики, критически изучая опыт разработки месторождений в зарубежных странах, советские нефтяники непрерывно ищут новые пути к улучшению разработки нефтяных месторождений.

Впервые в СССР на Туймазинском месторождении была применена сетка разбуривания залежей Д_I и Д_II с плотностью 20 га на скважину. В дальнейшем (1955-1960 гг.) при разбуривании этих горизонтов на Шкаповском месторождении использована сетка соответственно 24 и 30 га на скважину. Еще более редкой сеткой скважин (48 га на скважину) разбуривается Арланское месторождение.

В настоящее время общепризнано, что плотность размещения скважин зависит от физических свойств пластов-коллекторов, но нет единого мнения о конкретных величинах. Поэтому наряду с изучением результатов практического применения сеток с различной плотностью скважин на ряде месторождений ведутся теоретические и экспериментальные исследования в данной области.

Одним из таких крупных экспериментов в области изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу является предложенный башкирскими специалистами-нефтяниками эксперимент с Бавлинским месторождением, коллекторы горизонта Д_I которого (в отличие от известных девонских месторождений Башкирии) более однородны как по литологии и мощности, так и по пористости и проницаемости. К началу эксперимента было освоено законтурное заводнение почти по всему периметру залежи, что обеспечило высокое пластовое давление и ритмичную работу фонтанного (в основном безводного) фонда скважин при значительных буферных давлениях. Предварительные результаты бавлинского опыта показывают, что на первой стадии, при остановке 45% действующего фонда скважин и изменении режима эксплуатации остальных скважин (увеличение штуцеров фонтанных скважин), добыча нефти сохранена на том же уровне, что и до эксперимента.

Возможность увеличения отбора нефти из безводных фонтанных скважин, имеющих высокие пластовые и буферные давления, давно известна из практики разработки месторождений Башкирии. Что же касается главной задачи эксперимента - выявление влияния разреженной сетки на величину конечной нефтеотдачи, то двух лет для ее решения недостаточно. Организации, ведущие эксперимент, заявляют, что первые сведения о влиянии разреженной сетки на нефтеотдачу по расчетам ВНИИНефть можно получить лишь в 1963 г. (отчет сотрудников ТатНИИ тт. Султанова С.А. и Кляровского В.Г. за 1960 г.). В марте 1961 г. на Всесоюзном совещании по вопросам нефтеотдачи, организованном ВНИИНефть и ИГ и РГИ, начальник отдела разработки ТатНИИ С.А. Султанов на основании анализа текущего состояния разработки Бавлинского месторождения заявил о том, что первые сведения о нефтеотдаче можно ожидать лишь через 7-8 лет.

Отсюда ясно, что утверждения некоторых специалистов о возможности широкого внедрения бавлинского эксперимента на месторождениях Башкирии не обоснованы. Сторонники разрежения сетки эксплуатационных скважин заявляют, что после разбуривания месторождений по редкой сетке в случае необходимости на отдельных участках можно уплотнить сетку скважин для выработки запасов [5, 6].

Сгущающаяся сетка скважин применяется на практике давно, но скважины второй очереди бурятся равномерной сеткой между скважинами первой очереди, а не выборочно. В условиях продуктивных горизонтов с резкой литолого-фациальной изменчивостью лишь после бурения относительно плотной сетки скважин удается установить пропущенные по редкой сетке линзы, пропластки, «тупиковые» участки и «застойные» зоны, что нами показано на примере Шкаповского и Туймазинского месторождений. Это вызвано тем, что невозможно заранее установить определенные закономерности изменения мощностей и фаций пластов-коллекторов по площади и разрезу. Необходимо отметить, что сгущающаяся сетка применялась при разработке залежей на естественном режиме, когда контуры нефтеносности перемещаются очень медленно. В условиях месторождений «Второго Баку», характеризуемых пологим залеганием пластов и разрабатываемых с применением законтурного и внутриконтурного заводнения, контуры залежей перемещаются довольно быстро, в результате чего разбуренные и неразбуренные части залежей становятся либо чисто водоносными, либо водонефтяными, причем могут остаться и отдельные чисто нефтяные поля (островки). В результате этого процесс выработки запасов осложняется, так как при редкой сетке скважин трудно выявить и охватить дренажем подобные участки.

Анализ состояния разработки Туймазинского и Шкаповского месторождений показывает, что выработка запасов по отдельным пластам нефтеносных горизонтов в ряде случаев осложняется.

В частности, на Шкаповском месторождении в результате перепада давлений между верхним и нижним пластами горизонта Д_IV отмечен переток воды из нижнего обводненного пласта в верхний нефтяной пласт. Перетекаемая вода по проницаемым прослоям обводняет значительные участки залежи. При бурении выявлено, что в ряде скважин обводнена средняя, наиболее проницаемая часть пласта.

В скв. 881 Туймазинского месторождения методами РК установлено, что средняя наиболее проницаемая часть горизонта Д_I обводнилась, в то же время кровельная и подошвенная части разрезов мощностью 6 м продолжают оставаться нефтяными (рис. 4).

Такие прорывы воды по отдельным прослоям чаще всего наблюдаются там, где вода закачивается в скважины, расположенные на близких расстояниях от эксплуатационных, в результате чего резко снижается коэффициент нефтеотдачи.

Можно привести примеры неравномерного подъема ВНК между эксплуатационными скважинами, пробуренными по сетке 20 га. Так, в скв. 1433 и 1396 Туймазинского месторождения (рис. 5), пробуренных в 1960 г., ВНК отбивается значительно ниже, чем в расположенных рядом скважинах, вступивших в эксплуатацию в прошлые годы (в скв. 1433 ВНК отбивается на 16 м ниже, чем в скв. 1109, пробуренной в мае 1955 г.). При разбуривании водонефтяных частей месторождения также получено много данных, свидетельствующих о неравномерном подъеме контакта и неполном вымывании нефти из отдельных прослоев.

Мы полагаем, что на неравномерное вытеснение нефти влияют также и низкие отмывные свойства закачиваемой воды. Лабораторное исследование показывает, что закачка пластовых вод по сравнению с необработанными поверхностными водами значительно увеличивает коэффициент нефтеотдачи.

Предварительные расчеты по оценке коэффициента нефтеотдачи для Туймазинского месторождения говорят о том, что нефтеотдача по выработанным участкам пластов составляет в среднем около 40% против 58% по проекту разработки. Эти потери равны запасам крупного месторождения [1, 2]. Свыше 80% фонда скважин пласта Д_II работает с водой. Средний отбор с начала разработки на одну скважину составляет около 165 тыс. т. Для достижения запланированной величины нефтеотдачи необходимо добыть из каждой скважины еще не менее 230 тыс. т нефти, что при большой обводненности скважин трудно сделать.

Геологи Башкирии обеспокоены состоянием нефтеотдачи на ряде месторождений. Этот вопрос поднимался в статьях, опубликованныхв журналах «Нефтяное хозяйство» и «Геология нефти и газа». Однако откликов на эти статьи не последовало как со стороны научно-исследовательских институтов, так и Министерства геологии и охраны недр СССР, занимающегося вопросами охраны природных ресурсов.

На основании изложенного выше можно сделать следующие выводы.

1. Расчеты потерь в зависимости от плотности сетки скважин, проведенные по Шкаповскому месторождению, позволяют утверждать, что кривая ВНИИНефть в несколько раз занижает величину потерь нефти.

2. Разбуривать залежи нефти следует по сетке, максимально учитывающей проницаемость пласта, степень неоднородности и количество пластов-коллекторов, наличие других продуктивных горизонтов в разрезе месторождения и возможность возврата эксплуатационных скважин на те или иные продуктивные пласты и горизонты, а также физические свойства нефти и др. Сложность строения пластов-коллекторов и продуктивных горизонтов, характерных для большинства месторождений «Второго Баку», исключает возможность осуществить рекомендации некоторых специалистов, предлагающих после разбуривания залежей редкой сеткой закладывать отдельные скважины для вовлечения в разработку пропущенных пластов, линз, «тупиков» и «застойных» зон. Исходя из анализа фактического материала, мы считаем, что для горизонта Туймазинского месторождения наиболее приемлема сетка в 20 га и для горизонтов Д_I и Д_IV Шкаповского месторождения соответственно в 24 и 30 га на скважину.

3. При открытии месторождений, характеризующихся однородностью пласта, высокой пористостью и проницаемостью, следует считать, что разреженные сетки до 24-48 га (Шкаповское, Туймазинское, Арланское месторождения) не являются предельными и в этих условиях разбуривание возможно осуществить по сеткам 60-80 га на скважину и более (с учетом геологической характеристики пласта).

4. В условиях неоднородного пласта нефть вымывается неравномерно, что приводит к уменьшению коэффициента нефтеотдачи. Подсчеты показывают, что на Туймазинском месторождении текущая нефтеотдача на промытых участках не превышает 40 %, что значительно ниже предусмотренной проектом величины.

5. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи (особенно при внутриконтурном заводнении) необходимо закачивать воду с повышенными отмывными способностями.

6. Предложение некоторых специалистов о широком внедрении «бавлинского эксперимента» на месторождениях Башкирии (разрежение принятых сеток скважин) преждевременно, так как эксперимент не доведен до конца и не доказано, что при сетке 40 га на скважину даже в условиях сравнительно однородного пласта можно добиться высокого коэффициента нефтеотдачи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Золоев Т.М. О нефтеотдаче пластов. «Геология нефти», 1958, № 6.

2. Золоев Т.М. Еще раз о нефтеотдаче. «Геология нефти», 1959, № 6.

3. Корнилаев В.Н. Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи в условиях прерывистого строения пластов (на примере Ромашкинского и Туймазинского месторождений). Тезисы доклада к Всесоюзному совещанию по разработке нефтяных и газовых месторождений, 1961.

4. Крылов А.П., Борисов Ю.П., Бунин А.Н., Вирновский А.С., Розенберг М.Д., Эфрос Д.А. О возможности повышения добычи и снижения капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений. НХ, № 5, 1957.

5. Крылов А.П., Борисов Ю.П., Бунин А.Н., Васильевский В.Н., Воинов В.В. и др. Усовершенствование методики проектирования технологических схем разработки нефтяных месторождений платформенного типа с водонапорным и упруговодонапорным режимом применительно к месторождениям «Второго Баку». Отчет в шести томах. Фонды ВНИИНефть, 1956-1958.

6. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959.

Башкирский совнархоз

Рис. 1. График неоднородности пластов Д_I и Д_IV (Шкапово).

Пласты. 1 Д_Iср.; 2 Д_IV верх. 3 - Д_IV нижн.

Рис. 2. Геологический разрез через скв. 238-бис - 462.

I - известняк; 2 - аргиллит; 3 - водоносный песчаник; 4 - алевролит; 5 - нефтеносный песчаник

Рис. 3. Участок I, нижняя пачка пласта Д_IV.

1 - скважины на пласт Д_IV и 2 -на пласт Д_I; 3 - алевролиты 4 - «тупиковые» зоны; 6 - линии равных мощностей нефтенасыщенных песчаников; в - направление закачки.

Рис. 4. Скв. 881.

1 - нефть; 2 - вода; 3 - замер в процессе продавки; 4 - повторный замер.

Рис. 5. Геологический разрез по линии скв. 1452-71.

1 - известняк; 2 - аргиллит; 3 - алевролит; песчаник; 4 - нефтеносный, 5 - водоносный, 6 - обводненный.