|
УДК 553.982:561.762.3(571.1) |
Обоснование особенностей строения и продуктивности баженовской свиты Салымского месторождения по данным работы скважин
Ю. В. ЖЕЛТОВ, Г. Е. МАЛОФЕЕВ, Л. А. ТОЛСТОВ, А. Я. ХАВКИН (ВНИИ), О. А. МОСКОВЦЕВ, В. И. ПОГОНИЩЕВ (Юганскнефтегаз), А. С. СИБГАТУЛЛИН (НГДУ Правдинскнефть)
Залежь баженовской свиты Салымского месторождения в Западной Сибири относится к категории сложно построенных. Аргиллиты в качестве коллекторов нефти, аномальность пластовых давлений и температур, крайняя неравномерность распределения продуктивности скважин, нетипичность строения и фильтрационных свойств нефтесодержащего коллектора делают трудными разведку и освоение данной залежи. В этом смысле залежь баженовской свиты Салымского месторождения можно назвать уникальной и в практике разведки и разработки нефтяных месторождений [4, 5].
С 1974 г. в центральной части залежи ведется пробная эксплуатация нескольких разведочных скважин. С 1976 г. в этой же части залежи на первоочередном участке опытно-промышленной эксплуатации началось бурение эксплуатационных скважин по сетке 1000X1000 м (рис. 1). Ввод эксплуатационных скважин в разработку начался в 1978 г. Скважины разведочного бурения распределены крайне неравномерно со средней плотностью в несколько десятков раз меньшей, чем скважины эксплуатационного бурения.
Продуктивный пласт залежи баженовской свиты Салымского месторождения выполнен преимущественно битуминозными глинами (аргиллитами), образующими сложное сочетание коллекторских и неколлекторских пород с неясным характером и закономерностями их распространения. Из-за исключительной сложности строения объекта до сих пор нет однозначных общепринятых представлений по многим аспектам геологического строения и промысловых особенностей данной залежи.
По нашему мнению, породы-коллекторы свиты залегают в виде прерывистых пропластков, групп пропластков и линзовидных образований внутри преимущественно непроницаемой битуминозной породы. Гидродинамически связанные между собой пропластки и другие формы коллектора образуют отдельные продуктивные зоны (объемы), которые далее будем называть линзами. При существенном снижении пластового давления в околоскважинной зоне или в целой линзе возможно подключение к дренируемой линзе другой, находящейся поблизости, через промежуточную породу, которая станет флюидопроводящей при возникшем перепаде давления между этими двумя линзами. В таком случае скважины, вскрывшие эти две линзы, могут показывать гидродинамическое взаимодействие даже на расстоянии, превышающем средний размер линз.
Проведенные нами предварительные оценки (на основе гидродинамических расчетов) показывают, что протяженность самих нефтеносных линз может достигать 1 -1,5 км, а их наиболее вероятная толщина 3-5 м [1]. Однако характерные размеры линз и закономерности их размещения пока не выявлены. В этих условиях трудно оценить степень успешности разведочно-эксплуатационного бурения, добывных возможностей залежи, а также дать обоснование количественной оценки параметров объекта и методики проектирования разработки.
Нетипичность строения баженовской свиты проявляется в большом различии начальных дебитов скважин как разведочных, так и эксплуатационных, причем распределение их значений по площади залежи имеет вероятностный характер и поэтому может быть изучено путем статистической обработки.
В данной статье на основе обобщения геолого-промысловых материалов и математико-статистической обработки результатов опробования и работы скважин сделана попытка ответить на следующие, принципиально важные для характеристики залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения вопросы: соответствуют ли наши представления о геолого-гидродинамической модели объекта фактическим данным; каков средний начальный дебит и процент промышленно-продуктивных скважин при разведочном и эксплуатационном бурении; каково влияние уплотнения сетки эксплуатационных скважин на эти показатели; как сказывается необычность строения пласта-коллектора на эффективность разведочно-эксплуатационного бурения?
Решение этих вопросов позволит повысить эффективность разведки и оценить возможность промышленного освоения месторождения.
Математико-статистическую обработку проводили раздельно по разведочному и эксплуатационному фонду. Для разведочных скважин за исходный показатель принимали величину притока нефти при опробовании (по данным Главтюменьгеологий). Для скважин эксплуатационного бурения в выборку вошли средние установившиеся за первые 30 дней эксплуатации дебиты. Эти характеристики продуктивности объединены понятием - начальный дебит скважины. Выборку дебитов проводили независимо от срока опробования или пуска скважины, что правомерно в связи со значительным различием текущих пластовых давлений в соседних скважинах. Анализ проводили по состоянию на 1/Х 1982 г.
Большие трудности при выборке вызвал фонд непродуктивных эксплуатационных скважин, поскольку промысловая классификация и технология проводки эксплуатационных скважин отличаются от разведочных. Потребовались специальный анализ и обоснование выбора скважин эксплуатационного бурения, которые по условиям вскрытия и освоения баженовской свиты были близки к разведочным, но не дали притока нефти из баженовской свиты. На опытном участке выявлено шесть таких скважин (см. рис. 1), которые далее, так же как и непродуктивные разведочные скважины, называются «сухими». Во всех «сухих» эксплуатационных скважинах баженовская свита вскрыта практически полностью. Другие эксплуатационные скважины опытного участка с такими же конструкциями, условиями вскрытия и освоения дают устойчивые притоки нефти из баженовской свиты.
Таким образом, рассмотрены две совокупности случайных величин: начальные дебиты разведочных и эксплуатационных скважин. По результатам выборки были построены гистограммы распределения дебитов отдельно по разведочным и по эксплуатационным скважинам, показавшие их качественную сопоставимость. Статистические данные распределения дебитов приведены в табл. 1, 2. Высокий процент и хаотичность расположения «сухих» и малопродуктивных скважин (из рис. 1 это следует для эксплуатационных, но также обстоит дело и с разведочными) указывают на линзовидное строение баженовской свиты Салымского месторождения и, возможно, на наличие большого числа малых линз коллектора. Действительно, скважина может быть малопродуктивной, когда она попадает в малую линзу либо в малопроницаемую зону, т.е. в ореол линзы или в канал сообщения между линзами.
Для дальнейшей обработки данных воспользуемся понятиями математического ожидания (среднего значения случайной величины) m, дисперсии D и среднеквадратичного отклонения s, определяемыми по формулам [7]:
где N-общее число скважин, a qi - их начальные дебиты.
Значения параметров, полученных с использованием этих формул, приведены в табл. 3. Заметим, что выделение в отдельную графу данных по эксплуатационным скважинам северной части опытного участка вызвано тем обстоятельством, что в этой части залежи реализована наиболее плотная сетка скважин (см. рис. 1).
Использовалось также понятие моды М (т. е. наиболее вероятного значения случайной величины), которая оказалась равной нулю для всех трех групп скважин.
Как следует из табл. 3, средний ожидаемый начальный дебит эксплуатационных скважин (26,8 т/сут) на 30 % ниже, чем разведочных (37,45 т/сут).
Объяснить это можно следующими причинами. Во-первых, разведочные скважины неравномерно распределены по залежи: в зонах повышенной продуктивности плотность их размещения увеличена (например, в рассматриваемой части залежи плотность разведочных скважин в 7 раз больше, чем по залежи в целом). Такое размещение скважин повышает вероятность вскрытия наиболее крупных линз. Во-вторых, технологические условия бурения скважин и вызова притока нефти из пласта в разведочном бурении лучше, чем в эксплуатационном. В-третьих, возможно влияние интерференции нескольких эксплуатационных скважин, вскрывших крупную линзу.
Необходимо отметить, что, хотя в разведочном и эксплуатационном фонде имеются как высоко- и среднедебитные скважины, так и малодебитные и непродуктивные (см. табл. 1), средние значения начальных дебитов скважин для всех групп представляют промышленно значимую величину 25-35 т/сут (см. табл. 3).
Анализ промысловых данных показывает, что уплотнение сетки скважин может обеспечить нарастание добычи нефти. Действительно, в северной части опытного участка сетка эксплуатационных скважин в 11 раз плотнее, чем разведочных. При этом суммарный начальный дебит эксплуатационных скважин в 1,9 раза больше, чем разведочных. В то же время средний начальный дебит эксплуатационных скважин в 5,6 раза меньше, чем разведочных. Это можно объяснить (с учетом вышеприведенных причин различия начальных дебитов разведочных и эксплуатационных скважин) также линзовидным характером строения пласта-коллектора.
Таким образом, при более плотном разбуривании вскрываются дополнительные линзы, что способствует увеличению добычи. В то же время крупные линзы вскрываются несколькими скважинами, что уменьшает их первоначальные дебиты вследствие интерференции. Если же скважина попадает между линзами, то она вообще не дает притока нефти, что также приводит к уменьшению среднего начального дебита.
Следовательно, экономически эффективный предел уплотнения сетки скважин определяется средним размером продуктивных линз пласта-коллектора. Отсюда становится понятной необходимость определения точного значения среднего размера продуктивных линз.
Для прогнозирования начальных дебитов скважин при дальнейшем разбуривании залежи необходимо знать плотность распределения вероятностей этих дебитов. Для этой цели будем подбирать по имеющимся данным параметры для традиционно используемых в статистике плотностей распределения вероятностей положительных величин: распределения Рэлея, логнормальное и гамма-распределение, плотности распределения вероятности которых отличны от нуля только на положительной части оси абсцисс [2, 3].
Анализ
указанных параметров показал, что распределения Рэлея и логнормальное не
подходят для имеющейся выборки исходных данных из-за невозможности реализовать
требуемуювидом распределения [2, 3] взаимосвязь m, D и М. Подбор
параметров для гамма-распределения, имеющего плотность распределения
вероятностей на положительной части оси абсцисс
, показывает, что
только распределение, сохраняющее значения m и D из табл. 3,
удовлетворяет критерию согласия c2 [7] для имеющегося набора
статистических данных. Значения параметров a и b, имеющих согласованные с
дебитом q размерности, приведены в табл. 3. Соответствующие этим параметрам
плотности распределения вероятностей показаны на рис. 2.
Плотности распределения вероятностей начальных дебитов разведочных и эксплуатационных скважин северной части опытного участка достаточно близки, что, на наш взгляд, подтверждает линзовидный характер строения объекта в целом по всей залежи и позволяет переносить полученные на опытном участке оценки параметров объекта на всю залежь в целом.
Действительно, совпадение этих кривых означает, что вероятность попадания скважин в продуктивную или непродуктивную часть коллектора не зависит от местоположения и плотности сетки скважин (в пределах реализованных уже плотностей сеток скважин разведочного и эксплуатационного бурения). Этот факт в совокупности с тем, что «сухие» скважины как разведочные, так и эксплуатационные, разбросаны по участку без видимой закономерности (см. рис. 1) и что во вновь пробуренных скважинах в наиболее разбуренной и дренируемой части участка встречаются АВПД, доказывает линзовидное строение объекта. Кроме того, это означает, что средний размер линз пласта-коллектора не превосходит удвоенного расстояния между эксплуатационными скважинами, т.е. при сетке размещения скважин 1000x1000 м средний размер линз не более 2 км. Это значение достаточно хорошо совпадает с вышеприведенной оценкой размера линз, сделанной на основе гидродинамических расчетов.
Необходимо заметить, что средний размер продуктивных линз пласта-коллектора не исключает наличия линз, существенно больших или меньших. Распределение же линз различных размеров и коллекторских свойств их отложений по объему продуктивного пласта обусловливает распределение начальных дебитов скважин.
До сих пор остается открытым вопрос о степени промышленной ценности залежи нефти в баженовской свите Салымского месторождения, поскольку пока нет метода эффективного обнаружения местоположения и определения размеров линз. В связи с этим представляет интерес сравнение данных об эффективности разведочно-эксплуатационного бурения на Салымском месторождении с данными по другим сложно построенным и уже освоенным месторождениям на основе имеющихся в литературе сведений. Например, из работы [6] следует, что для Баракаевского многопластового нефтегазового месторождения (залежи литологического типа) и для Южно-Советского газоконденсатного месторождения (структурно-стратиграфического типа) 42,1 % разведочных скважин «сухие». На Салымском месторождении доля непромышленных скважин (с дебитами менее 5 т/cyт) на бажениты составляет 56,5 % для разведочных и 54,1 % для эксплуатационных скважин (см. табл. 2). Причем при эксплуатационном бурении доля непромышленных скважин не превысит 60 % даже при уровне экономически эффективной добычи 15 т/сут. Эти данные показывают, что результативность разведочно-эксплуатационного бурения на отложения баженовской свиты Салымского месторождения сопоставима с некоторыми разрабатываемыми в СССР месторождениями.
По нашему мнению, при традиционном подходе к разведке этот факт также подтверждает линзовидный характер строения объекта, поскольку технология бурения скважин непрерывно совершенствуется и увеличенный процент непромышленных скважин на вновь разбуриваемых месторождениях свидетельствует о том, что они попадают в непродуктивную часть пласта. Но даже в этом случае количество непромышленных скважин не настолько велико, чтобы говорить о технологической нецелесообразности освоения залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения.
Экономическая эффективность опытно-промышленных работ и последующей разработки возможно будет выше, если на этом месторождении применить отличную от принятой методику разведки и расстановки как разведочных, так и добывающих скважин. Требуется более тщательное, чем принято, изучение особенностей геологии объекта, в первую очередь закономерностей расположения продуктивных линз. В этих условиях существенно повышается значение опытно-промышленной эксплуатации на первоочередных участках и общего качества промысловых работ. Одной из задач для дальнейшего успешного решения технологических вопросов разработки является определение характера расположения и взаимосвязи продуктивных линз коллектора залежи баженовской свиты, точного значения их среднего размера. Необходимое условие для получения ответа на поставленную задачу - уплотнение сетки эксплуатационных скважин на опытном участке. Полученная при этом геолого-промысловая информация поможет уточнить сделанные количественные оценки параметров объекта.
Окончательные выводы об эффективности промышленной разработки залежи можно будет сделать лишь после технико-экономических расчетов, проведенных на основе уточненных геологических исследований и количественного обобщения данных опытно-промышленной эксплуатации.
Исходя из проведенного анализа можно сделать следующие выводы.
1. Результаты обработки данных по продуктивности скважин разведочного и эксплуатационного бурения подтверждают линзовидное строение пласта- коллектора баженовской свиты Салымского месторождения как в пределах опытного участка, так и вне его. Одним из способов изучения таких объектов являются вероятностные методы.
2. Средний начальный дебит разведочных (37 т/сут) скважин на 30 % выше, чем эксплуатационных (27 т/ сут), а процент промышленно-продуктивных скважин больше у скважин эксплуатационного бурения и составляет 40-50 % при уровне промышленного дебита одной скважины 5-15 т/сут.
3. Линзовидное строение пласта-коллектора осложняет решение технологических вопросов и ухудшает экономические показатели добычи нефти из объекта вследствие повышенного (по сравнению с другими промышленно разрабатываемыми в СССР месторождениями) количества промышленно-непродуктивных скважин.
4. Уплотнение сетки эксплуатационных скважин даже на таком имеющем сложное геологическое строение объекте может обеспечить нарастание добычи нефти, причем экономически эффективный предел уплотнения сетки скважин определяется средним размером продуктивных линз пласта-коллектора.
5. Для решения вопроса о выборе системы разработки залежи баженовской свиты Салымского месторождения и методики проектирования крайне важно продолжить тщательное ведение работ по опытно-промышленной эксплуатации на первоочередном участке и обобщить промысловые результаты.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Желтое Ю.В., Хавкин А.Я. Математическая модель извлечения нефти из продуктивных зон баженовской свиты Салымского месторождения. М., ВНИИ, 1983 (Рукопись деп. во ВНИИОНГ 5 октября 1983 г., № 1027нг-Д83). Библ. указатель ВИНИТИ: Деп. науч. труды, 1984, № 3, (149), с. 110.
2. Вентцель Е.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей. М., Наука, 1969.
3. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М„ Наука, 1970.
4. Нестеров И.И. Нефтеносность битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. - Сов. геология, 1980, № 11, с. 3-10.
5. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. Под ред. Н.А. Крылова. М-, изд. ИГиРГИ, 1980.
6. Современная методика поисков месторождений нефти и газа / А.А. Аксенов, А.Г. Алексин, В.Т. Хромов и др. - М., Наука, 1981.
7. Худсон Д. Статистика для физиков. М., Мир, 1970.
Поступила 6/1 1984 г.
|
Группа скважин |
Процент количества скважин с начальными дебитами, т/сут, в интервале |
|||||
|
<0,01 |
0,01-5 |
5 - 15 |
15 - 100 |
100-200 |
>200 |
|
|
Все разведочные |
16,9 |
39,6 |
17,7 |
15,3 |
4,0 |
6,5 |
|
Все эксплуатационные |
16,2 |
37,9 |
5,4 |
35,1 |
5,4 |
0 |
|
Эксплуатационные северной части опытного участка |
18,1 |
36,4 |
6,1 |
33,3 |
6,1 |
0 |
|
Группа скважин |
Процент количества скважин с начальными дебитами, т/сут, более чем |
||||||||
|
0,01 |
0,5 |
3 |
5 |
10 |
15 |
50 |
100 |
200 |
|
|
Все разведочные |
83,1 |
72,6 |
50,9 |
43,5 |
33,9 |
25,8 |
14,5 |
10,5 |
6,5 |
|
Все эксплуатационные |
83,8 |
81,1 |
70,3 |
45,9 |
43,2 |
40,5 |
13,5 |
5,4 |
0 |
|
Эксплуатационные северной части опытного участка |
81,9 |
78,8 |
66,7 |
45,5 |
42,4 |
39,4 |
15,2 |
6,1 |
0 |
|
Группа скважин |
Вероятностные параметры |
||||
|
m, т/сут |
D, т2/сут2 |
s, т/сут |
a |
b |
|
|
Все разведочные |
37,45 |
13017,1 |
10,2 |
0.1075 |
348,1 |
|
Все эксплуатационные |
25,40 |
1635,1 |
6,6 |
0,3946 |
64,4 |
|
Эксплуатационные скважины северной части опытного участка |
26,80 |
1991,3 |
7,9 |
0,3607 |
74,3 |
Рис. 1. Схема размещения скважин в центральной части залежи баженовской свиты Салымского месторождения.
Скважины разведочного бурения: 1 - продуктивные, 2 - «сухие»; скважины эксплуатационного бурения: 3 - продуктивные, 4 - «сухие»; 5 - изогипсы по кровле баженовской свиты; 6 - граница опытного участка; 7 - граница северной части опытного участка
Рис. 2. График плотности распределения вероятностей f начальных дебитов q разведочных (1) и эксплуатационных (2) скважин северной половины опытного участка
