|
УДК 553.982.550.812.14:553.048 |
Н.А. КРЫЛОВ, В.Е. ОРЕЛ, В. В. АЛЕНИН, С.В. КУЗНЕЦОВ, Р.А. МУСТАФИНОВ (ИГиРГИ)
Один из резервов укрепления сырьевой базы «старых» нефтедобывающих районов страны, характеризующихся высокой разведанностью недр и начальных потенциальных ресурсов, - мелкие по размерам и запасам месторождения нефти. Анализ поисково-разведочных работ на них показал, что при разведке используются методические приемы, применяемые для изучения средних и крупных по размерам и запасам месторождений, т. е. предусматривается бурение значительного количества скважин, которые размещаются по системам «крест», «треугольная», «профильная» и др.
Для мелких месторождений такие системы неприемлемы, так как на них, за исключением первой скважины, все последующие часто оказываются за контуром или в зоне ВНК. Это приводит к ухудшению экономических показателей поисково-разведочного бурения и не способствует повышению точности подсчета запасов, поскольку не увеличивается объем информации о физических свойствах пород-коллекторов продуктивной зоны, физико-химических свойствах УВ и режимах работы залежей.
Эффективность поисково-разведочного бурения на мелких объектах может повыситься благодаря совершенствованию методики разведки, а также более полному использованию действующих нормативных документов, регламентирующих проведение поисково-разведочных работ (Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 1983 г.; Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, 1983 г.; Классификация скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей), 1981 г. и др.).
Рациональная методика разведки мелких месторождений должна обеспечивать достоверность подсчетных параметров залежи при минимальных затратах материальных средств. Этого можно добиться, прежде всего, за счет повышения качества подготовки объектов высокоразрешающими сейсмическими методами, которые позволяют наметить местоположение первой скважины в оптимальных условиях и оценить запасы при бурении минимального количества скважин. Место для бурения первой скважины следует выбирать на основании данных кинематического разреза, динамических аномалий волнового поля и поля вероятностей. Поэтому не менее чем на двух ортогональных сейсмопрофилях, максимально приближенных к своду структуры, необходимо осуществлять более глубокую проработку материалов, в том числе и по программам ПГР. В то же время сокращение числа скважин на разведку мелких месторождений должно в определенной мере компенсироваться повышением качества их проводки, достаточно полным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, опытной эксплуатацией, увеличением отбора керна из продуктивной части разреза, глубинных проб нефти и т. д.
Одним из регионов, где на протяжении последнего десятилетия проводятся поиски и разведка небольших по запасам нефти месторождений и где накоплен положительный в этом плане опыт работ, является Волго-Уральская провинция. Наиболее типичные мелкие месторождения нефти здесь приурочены к куполам и антиклинальным складкам сравнительно простого строения. Залежи, как правило, пластово-сводовые или массивные, встречаются также литологически или тектонически экранированные. Мелкие скопления развиты в присводной части небольших (1...3x2...4 км) или средних по размерам малоамплитудных поднятий. Месторождения часто многопластовые с полным или частичным совпадением планов залежей. Мелкие месторождения могут располагаться спорадически и группами. В последнем случае контролирующие их ловушки приурочены к одному тектоническому элементу, а их образование связано с ундуляцией шарнира. В качестве примера, иллюстрирующего используемую в настоящее время методику поисков и разведки мелких скоплений УВ на объектах простого строения, рассмотрим одно из характерных для Волго-Уральской провинции месторождений - Грековское (Куйбышевская обл.). Оно состоит из трех куполов - Грековского, западного и восточного Южно-Несмеяновских, - на каждом из которых проектом работ предусматривалась система размещения первых поисковых и разведочных скважин по системе «крест». Расстояние между скважинами выбиралось в зависимости от размера куполов - от 0,75 до 1,2 км. Месторождение многопластовое, структурные планы различных частей разреза в целом совпадают. Основные объекты разведки - турнейские (пласт B1) и бобриковские (пласт Б2) отложения.
На Грековском куполе в сводовой скважине установлена промышленная нефтеносность верхней части известняков (пласт B1) и песчаников (пласт Б2). Скв. 2-6 были заложены для поисков новых залежей в породах девона и карбона и для оконтуривания открытых залежей. Все скважины, за исключением одной, оказались за контуром залежи по пласту Б2 и, за исключением двух, по пласту В1. На западном и восточном Южно-Несмеяновских куполах нефтеносность пластов B1 и Б2 была также установлена первыми сводовыми поисковыми скважинами. На западном куполе были пробурены еще две разведочные скважины, одна из них подтвердила нефтенасыщенность пласта Б2. Главная причина наличия большого числа непродуктивных скважин - низкое качество подготовки приконтурных зон структуры сейсмическими исследованиями к поисково-разведочному бурению.
По основным залежам Грековского месторождения, несмотря на разное число продуктивных скважин, запасы подсчитаны по категории С1, а для внутриконтурной зоны залежей в пластах Б2 и В1 на Грековском участке, где пробурены добывающие скважины,- по категории В. В то же время, имея надежную геофизическую информацию о строении куполов и данные по району о величине коэффициента заполнения ловушек, литологической изменчивости пород-коллекторов на каждом куполе, запасы можно было бы оценить по результатам бурения и испытания первой поисковой скважины. Остальные параметры (нефтенасыщенность, пористость, коэффициент нефтеотдачи) можно было бы взять по результатам исследования аналогичных залежей на смежных разрабатываемых и достаточно хорошо изученных месторождениях.
Для групп мелких месторождений простого строения в Татарии, Башкирии, Куйбышевской области и других регионах, приуроченных к единому тектоническому элементу и характеризующихся однотипностью залежей, хотя иногда и не совпадающих в плане, и общими закономерностями изменения физических свойств коллекторов и нефтей, должны быть свои особенности разведки и подсчета запасов. Каждое месторождение разведуется отдельно, а при подсчете запасов привлекаются данные по всем скважинам, пробуренным в пределах всей группы месторождений.
Так, в Татарии Онбийское месторождение объединяет восемь куполовидных поднятий, содержащих 49 мелких залежей нефти. На месторождении пробурено 52 скважины, из них 12 поисковых. Общее число продуктивных скважин 39, или 91,7%, из них поисковых 11, разведочных 28. Размеры поднятий от 3,5 до 8,5 км2, расстояния между скважинами принимали 0,3-1,9 км, большинство их (37) бурилось со вскрытием фундамента. Основные объекты разведки - терригенные девонские и преимущественно карбонатные отложения карбона. Большое число поисковых и разведочных скважин можно объяснить отсутствием достоверных данных о структурном плане поднятий при вводе их в бурение. Смещение залежей в плане по различным горизонтам и наличие сложно построенных структурно-литологических залежей обусловливали необходимость бурения на отдельных куполах нескольких скважин, размещаемых по профильной и треугольной системам. Степень изученности месторождения по разрезу и площади различная: число скважин на отдельных залежах колеблется от одной до восьми, иногда отбор керна был ограничен, освещенность нефтенасыщенной части продуктивных пластов 4,5-50 %. В то же время площадь в целом оказалась достаточно подготовленной для подсчета запасов. Запасы подсчитаны по каждому поднятию и каждой залежи и приняты для 41 залежи по категории С1 и для восьми по категории С2, причем по 14 залежам запасы приняты по категории С1 по результатам бурения одной скважины.
Объединение мелких объектов на стадии подсчета запасов как бы в единое месторождение требует выработки методического подхода к представляемым материалам по подсчету запасов нефти и проектированию систем разработки отдельных конкретных залежей. Вполне очевидно, что после завершения бурения поисковых, разведочных и опережающих эксплуатационных скважин по каждой залежи может быть недостаточно кернового материала и других данных для оценки изменчивости параметров. Однако, как показывает опыт разведки Онбийского, Тавель-Ямашинского, Сиреневского и других месторождений Татарии, использование средних величин параметров по всей разведочной площади вполне удовлетворяет требованиям к точности оценки запасов и подготовленности площади к проектированию разработки. Допустимое снижение достоверности и кондиционности запасов при этом окупается экономией средств и времени на подготовку месторождения к разработке.
Исходя из вышеизложенного предлагается для мелких месторождений простого строения подсчитывать запасы нефти по категории С1 по результатам бурения одной-двух скважин. Снижение достоверности запасов при этом за счет недоразведанности приконтурных зон будет несущественным, так как анализ размещения запасов показал, что в них содержится незначительная доля запасов месторождения при эффективной нефтенасыщенной толщине 1 м - 0,1 - 0,7 %, 1-2 м - 0,3-2,5 %, 3-4 м - 3-5 % (для месторождений с запасами первые млн. т). При снижении величины запасов месторождений доля запасов приконтурных зон хотя и увеличивается, но продолжает оставаться незначительной. Так, для месторождений с извлекаемыми запасами до 1 млн. т она составляет в интервале толщин до 1 м - 2,5, 1-2 м - 8,5, 2-3 м - 10,5, 3-4 м - 14,5 %. Таким образом, в целом на мелких месторождениях доля запасов в приконтурных зонах весьма небольшая, и они не должны являться объектами для детального изучения разведочными скважинами. Кроме того, надо учитывать, что приконтурные зоны характеризуются неопределенностью строения структурного плана. В связи с тем, что 70 % месторождений, несмотря на различия в их геологическом строении, открываются первыми скважинами, пробуренными в присводовой части, необходимо повысить требования к качеству подготовки к поисково-разведочному бурению сводовых частей объектов. Сводовые части антиклинальных поднятий и осевые зоны палеорусл или линз для литологических ловушек являются и областями концентрации максимальных запасов УВ. В то же время, поскольку работы на мелких месторождениях проводятся в достаточно хорошо изученных районах, целесообразно ограничить глубины поисковых скважин нижним продуктивным горизонтом.
Существуют и другие резервы повышения эффективности разведочного бурения на мелких месторождениях. Часто при испытании продуктивной части разреза, особенно характеризующегося сильной литологической неоднородностью и расчлененностью, нижние пропластки в поисковых и разведочных скважинах, расположенных в нефтеносном поле, не опробуются. Заключение об их нефтеносности делают по результатам испытания скважин, пробуренных в водонефтяной зоне, или по данным ГИС. Запасы по таким пропласткам, как правило, оцениваются по категории С2. Доразведка их осуществляется добывающими скважинами. При этом приросты запасов бывают весьма значительные. Для мелких месторождений такой подход вряд ли приемлем, так как испытаниями не будет охвачена весьма незначительная часть нефтенасыщенных толщин. Поэтому на мелких месторождениях, где продуктивные пласты пройдены полностью, но испытана только их верхняя часть, при положительных результатах ГИС нижнюю неопробованную часть пласта следует оценивать также по категории С1. К этой же категории следует относить и запасы до ВНК малоамплитудных ловушек в случае, если скважина-первооткрывательница расположена в оптимальных условиях, а высота залежи больше толщины пласта. Неразбуренная часть залежи здесь в основном окажется в водонефтяной зоне, которая не будет разбуриваться добывающими скважинами, а бурение разведочных скважин нецелесообразно по экономическим соображениям.
На Аксубаево-Мокшинском и Березовском месторождениях (Татария) доказана принципиальная возможность определения геометрии залежей сейсмическими методами. В связи с этим необходимо шире привлекать прямые геофизические методы для оценки нефтегазоносности разреза и уточнения положения ВНК.
Значительную положительную роль в приросте разведанных запасов и повышении эффективности геологоразведочных работ могут сыграть добывающие скважины. Использование последних для открытия и разведки мелких залежей связано с их углублением или возвратом на пропущенные горизонты. Примерами открытия мелких скоплений УВ в верхних (пропущенных) горизонтах в процессе эксплуатационного бурения являются залежи в каменноугольных отложениях на Новоелховском и Ромашкинском месторождениях в Татарии, а в нижних - залежи в девонских породах на Нижнеомринском месторождении в Коми АССР, в каменноугольных на Калегинском месторождении в Башкирии и многие другие. Обычно выявляемые в этих случаях залежи располагаются в новых блоках, в небольших литологических и стратиграфических ловушках, в низкопродуктивных горизонтах или в пластах с небольшой эффективной толщиной.
В методическом плане применение добывающих скважин для разведки залежей, находящихся ниже основного эксплуатационного объекта, базируется на данных анализа сетки размещения добывающих скважин основного объекта и выборе из них тех, которые расположены в оптимальных условиях по предполагаемому нижнему объекту и которые можно в процессе их проводки углубить до этого объекта, чтобы, получить информацию о его нефтеносности.
Использование добывающих скважин для разведки и подсчета запасов мелких месторождений сразу после получения первого промышленного притока нефти позволяет резко сократить процесс геологоразведочных работ на месторождении за счет перехода от поисков непосредственно к его разработке и уменьшить число разведочных скважин, так как из-за ограниченности площади разведочные скважины в поле нефтеносности фактически размещаются на месте добывающих. Для уточнения величины запасов добывающие опережающие скважины целесообразно размещать после скважины-первооткрывательницы последовательно от свода (или осевой зоны максимальных толщин для литологических и стратиграфических залежей) к периферии по сетке разработки, учитывая принцип «шага поискового бурения» и аналогии.
Чтобы повысить достоверность оценки промышленных запасов мелких месторождений, необходимо шире использовать опыт разведки и разработки соседних, аналогичных по геологическому строению месторождений. Привлечение данных, получаемых в ходе промышленной эксплуатации мелких залежей, позволит также сократить сроки опытной эксплуатации единичных скважин, быстрее переводить их на новые объекты.
Таким образом, для повышения эффективности поисков, разведки и подготовки к разработке небольших месторождений нефти рекомендуется следующее.
1. При подготовке объектов к бурению больше внимания уделять изучению геолого-геофизическими методами сводовой части поднятий или зон концентрации максимальных эффективных нефтенасыщенных толщин (осевые части палеорусл или линз литологических ловушек). Осуществлять более глубокую проработку материалов, в том числе и по программам ПГР, не менее чем на двух ортогональных сейсмопрофилях, максимально приближенных к своду структуры.
2. Оценивать запасы мелких месторождений нефти с ресурсами до 0,5 млн. т по категории C1 по результатам бурения одной-двух скважин в районах с известными особенностями строения и изменчивости физических свойств пород-коллекторов и физико-химических свойств УВ.
3. Оценивать по категории C1 запасы всей залежи при положительных результатах испытаний верхней части пласта и положительном заключении ГИС по нижней неопробованной части пласта. К этой же категории следует относить и запасы до ВНК малоамплитудных ловушек, если скважина-первооткрывательница расположена в оптимальных условиях, а высота залежи больше толщины пласта.
4. Группировать мелкие однотипные объекты и для окончательного подсчета запасов и проектирования разработки принимать средние расчетные параметры пластов и нефтей по всей площади с учетом особенностей геологического строения отдельных объектов.
5. Ограничивать глубины поисковых скважин на мелких объектах в изученных районах нижним продуктивным горизонтом.
6. Расширить использование добывающих скважин для поисков и разведки мелких месторождений: учитывать возможности углубления части скважин для открытия и разведки новых залежей нефти ниже основного объекта разработки; в части добывающих скважин, расположенных в оптимальных структурных условиях, в процессе бурения или при возврате оценивать нефтеносность горизонтов выше объекта разработки; опережающие добывающие скважины размещать по принципу «от известного к неизвестному» в точках, обеспечивающих ускоренное решение задач разведки и разработки месторождения.