К оглавлению

УДК 552.52:552.578.2.061.4:622.276.05

Особенности подготовки запасов нефти в глинистых коллекторах к промышленному освоению

Р.И. МЕДВЕДСКИЙ, К.В. СВЕТЛОВ (ЗапСибНИГНИ)

Типичный пример залежей в глинистых коллекторах - залежи баженовской свиты. Известно, что баженовская свита располагает промышленными запасами нефти, которые в ряде районов Тюменской области можно было бы вводить в разработку для поддержания годовой добычи на стабильном уровне в производственных объединениях Главтюменнефтегаза. Однако этому препятствует ряд объективных обстоятельств, обусловленных сложностью строения глинистых коллекторов. Среди них следует особо отметить известные трудности в определении эффективной пористости и толщины коллектора, прерывистость его залегания и достаточно легкую разрушаемость. В частности, прерывистое линзовидное залегание коллектора проявляется в том, что рядом с высокопродуктивной скважиной может находиться скважина, не давшая промышленного притока нефти, и наоборот. Легкая разрушаемость коллектора приводит к засорению забоя скважин, изоляции продуктивных интервалов, что порождает представление о быстром падении дебита и низких запасах нефти в расчете на скважину. В целом перечисленные обстоятельства обусловили большое различие в оценках промышленных запасов нефти на подсчетных площадях баженовской свиты, входящих в месторождение Большой Салым. Складывается мнение, что эти особенности баженовской свиты и, по-видимому, глинистых коллекторов вообще невозможно учесть в рамках традиционных подходов и для решения этого вопроса следует разработать новый, специфический путь, основы которого предложены в работах [1, 3, 5-7].

Ниже с этих позиций анализируется соответствие ряда методик подсчета извлекаемых запасов нефти реальным обстановкам, ставшим известными в ходе опытно-промышленной эксплуатации скважин на Лемпинской площади, и описывается новый, вероятностный способ учета зональной неоднородности баженовской свиты по проницаемости при оценке запасов.

Один из методов, предлагаемых для оценки баженовских запасов нефти, основан на зависимости падения текущего пластового давления от суммарного отбора нефти из залежи [2]. Достоинство метода состоит в том, что он не требует предварительных знаний эффективных значений пористости и толщины коллектора. Для корректного применения этого метода необходимо, чтобы нефтяная залежь представляла собой гидродинамически замкнутый резервуар, который разрабатывается на режиме истощения естественной пластовой энергии. Эти условия оправдывают применимость метода для оценки запасов нефти в баженовской свите, но кроме них требуется, чтобы подсчетный объект представлял собой единый резервуар, а не систему разобщенных резервуаров. Однако факты, накопленные в процессе разведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей, дают основание предполагать обратное. На эксплуатационном участке даже после длительного прекращения отбора флюида наблюдалась большая дифференциация текущего пластового давления по площади. В некоторых скважинах (скв. 28-106, 110-553, 556-558, 563-564), находящихся на расстоянии не свыше 500 м друг от друга, после трехмесячной остановки текущие пластовые давления различались более чем на 15 МПа.

Более половины исследований по гидропрослушиванию свидетельствует об отсутствии взаимодействия скважин. В тех случаях, когда связь скважин установлена, при обработке результатов исследований наблюдается несоответствие высокой пьезопроводности и относительно низкой гидропроводности пласта. Несмотря на быструю реакцию скважин, отмечается, что текущее пластовое давление в них различается весьма существенно. При неоднократном повторении гидропрослушивания скв. 27-28 замечено, что связь скважин не стабильна и со временем может быть утрачена. Обобщение этих материалов дает основание считать, что наблюдаемая связь осуществлялась по отдельным высокопроницаемым каналам малой емкости или по отдельному высокопроницаемому маломощному пропластку (возможно, по кавернозному пропластку в кровле абалакской свиты), тогда как по основному объему коллектора скважины не сообщаются.

Отсутствие всеобщей связи коллектора ограничивает возможности применения и гидродинамического метода подсчета запасов [4].

Для оценки запасов нефти в баженовской свите был разработан эталонно-статистический метод. Хотя его авторы опирались на модель залежи со всеобщей гидродинамической связью [8], он может быть использован и в условиях линзовидного залегания коллектора. Трудность применения этого метода в настоящее время заключается в том, что он основан на экстраполяции графиков зависимости текущего пластового давления в скважинах от суммарного отбора нефти. Следовательно, для проведения расчетов необходимо иметь такие графики, причем качество их построения может существенно повлиять на оценку запасов месторождения. В настоящее время объем накопленного материала позволяет построить такие графики с достаточной степенью достоверности лишь для нескольких скважин (скв. 24, 27, 28, 64). В большинстве эксплуатируемых скважин проводилось всего по 2-5 замеров пластового давления, причем продолжительность остановки скважины для замера часто не обеспечивала полного его восстановления. Как установлено в результате анализа динамики текущего пластового давления, в нескольких эксплуатационных скважинах, которые исследовались с достаточной регулярностью, темп падения давления в период разработки на истощение пласта заметно изменяется в зависимости от развития деформационных процессов в коллекторе [3].

Непродолжительное время работы и нерегулярность исследования большинства скважин участка опытно-промышленной эксплуатации не позволяют отметить такие изменения темпа снижения давления. Следовательно, не исключены искажения оценки запасов, определенных при экстраполяции этих графиков. Для иллюстрации на рис. 1 приведены три варианта усреднения зависимости текущего пластового давления от суммарного отбора нефти. Точки пересечения линий с осью абсцисс соответствуют величине запасов нефти, приходящихся на скважину. Как видно на рисунке, величина запасов в разных вариантах построения графика весьма различна, причем непродолжительная работа скважин и малое количество замеров давления приводят к занижению запасов. Кроме того, известно, что в результате разрушения коллектора в процессе отбора флюида на забое большинства эксплуатационных скважин образуются пробки из обломков породы, которые могут изолировать отдельные работающие интервалы пласта. Наибольшая вероятность изоляции создается в подошвенной части баженовской свиты, откуда во многих скважинах фиксируется основное поступление флюида. В настоящее время контроль за состоянием забоя и его своевременная очистка осуществляются нерегулярно, поэтому не исключено негативное влияние этого фактора на темп падения давления, что также может привести к занижению запасов. В связи с этим представляется рациональным использовать эталонно-статистический метод на более поздних стадиях эксплуатации залежей, когда накопленный объем исследований позволит повысить достоверность оценки запасов.

Методы подсчета запасов нефти в залежах баженовской свиты, предложенные в ЗапСибНИГНИ и МИНГе, во многом сходны. Они представляют собой разновидности объемного метода, в отличие от которого в подсчетную формулу введены параметры, характеризующие энергетический баланс залежи. Хотя существуют трудности в определении эффективных значений пористости и толщины коллектора по данным промыслово-геофизических исследований, в настоящее время разработаны методы с использованием плотностного радиоактивного каротажа и ряда корреляционных зависимостей, позволяющие произвести оценку этих параметров. Дальнейшее развитие названных методов подсчета нефти предусматривает учет вероятностного характера распределения линз промышленной нефтегазоносности в пласте.

Рассмотрим подробнее решение этой задачи, которая определяет применимость объемного метода подсчета запасов для залежей баженовской свиты. При подсчете запасов площадь баженовских залежей обычно отождествляется с площадью зоны нефтеносности, выделенной по данным разведочного бурения, хотя в ее пределах коллектор не представляет собой единого резервуара. Практически такая зона нефтеносности содержит множество линз коллектора, часто разобщенных как в вертикальном, так и в латеральном отношении, которые представляют собой совокупность небольших залежей. Если в качестве подсчетного параметра использовать средневзвешенную по площади эффективную мощность пласта, задача учета неоднородности сводится к определению того, какую часть площади нефтеносности составляют линзы коллектора, спроектированные на одну горизонтальную плоскость.

В настоящее время оконтуривание таких участков по данным разведочного бурения или методами разведочной геофизики не производится. В связи с этим возникает необходимость поиска нового подхода к решению этой задачи.

В результате анализа геолого-промысловых данных установлено, что для учета неоднородности баженовской свиты по проницаемости может быть использован статистический подход. Основанием для этого послужила следующая информация.

В пределах месторождения Большой Салым был выделен наиболее изученный эталонный участок. Он включает 53 разведочные скважины, среднее расстояние между которыми составляет 4000 м. Кроме того, для проведения опытно-промышленной эксплуатации внутри эталонного участка пробурено 50 эксплуатационных скважин по сетке 1000x1000 м, местами сетка уплотнена до размеров 500x500 м. Причем эксплуатационные скважины были расположены в зоне, характеризующейся по данным разведочного бурения повышенной продуктивностью. Однако некоторые из них не дали промышленного притока нефти, хотя располагались в непосредственной близости от наиболее продуктивных разведочных скважин. При анализе материалов исследования скважин установлено, что статистическое распределение по начальным дебитам разведочных и эксплуатационных скважин весьма сходно. Такой же вывод независимым путем при статистическом анализе данных разбуривания месторождения был сделан в работе [7]. Какой-либо достаточно выраженной закономерности изменения дебитов скважин по площади эталонного участка не наблюдается, поэтому сходство распределения случайных величин является подтверждением линзовидного строения коллектора в пределах эталонного участка.

Закономерность распределения скважин по дебитам при равномерной сетке эксплуатационного бурения характеризует распределение продуктивности по площади эталонного участка. На основании этого можно определить, какую долю площади участка составляют непродуктивные зоны, т. е. зоны, в пределах которых скважины не дадут промышленного притока нефти. Возникает необходимость оценки нижнего предела дебита, определяющего целесообразность эксплуатации скважин. Эта задача решается на основе экономического анализа. При этом следует учитывать, что при разбуривании месторождения часть скважин неминуемо будет непродуктивной, так как данные разведки не позволяют прогнозировать расположение непродуктивных или низкопродуктивных участков. Если при экономических расчетах ориентироваться на окупаемость расходов на строительство и эксплуатацию отдельной скважины, а затем исключить из эксплуатации скважины, не окупающие эти расходы, и соответствующие им площади залежи, то будет утеряна некоторая часть запасов нефти. Это связано с тем, что расходы на строительство скважин неминуемо будут произведены. Поэтому при экономической оценке следует ориентироваться на эффективность всей сетки эксплуатационных скважин. Для этого производится сравнение денежной оценки различных вариантов разработки. При проведении повариантных расчетов изменяются значения плотности сетки скважин и реперного (минимального промышленного) дебита. Соответственно реперному дебиту из эксплуатации исключается определенная доля фонда скважин. Для этого используется график (рис 2), построенный по данным эксплуатационного и разведочного бурения на эталонном участке месторождения Большой Салым. Кроме того, соответственно реперному дебиту определяется средний начальный дебит работающих скважин (рис. 3). Для прогнозирования динамики добычи предполагается, что изменение дебита скважин в процессе разработки на истощение естественной пластовой энергии осуществляется по экспоненциальному закону:

где  - накопленная добыча нефти, - потенциальные извлекаемые запасы,  - начальный дебит скважин,- продолжительность эксплуатации.

Эта зависимость основана на обобщении большого объема фактического материала по различным нефтяным месторождениям мира [9, 10] и подтверждается данными опытно-промышленной эксплуатации скважин, вскрывших отложения баженовской свиты. Для прогнозирования продолжительности разработки месторождения стандартным путем определяется дебит отключения скважин.

В результате повариантных расчетов, проведенных в ЗапСибНИГНИ (А.Г. Плавником, В.И. Гречневой), установлено, что в пределах эталонного участка оптимальный реперный дебит составляет 5 т/сут. При этом из эксплуатации исключается 30 % фонда скважин. Соответственно при оценке извлекаемых запасов нефти в связи с неоднородностью пласта исключено 30 % от объема запасов. Оптимальный размер сетки скважин составляет 800x800 м.

На основании изложенного предлагается следующая методика разведки и оценки запасов нефти в глинистых коллекторах баженовской свиты. В связи с невозможностью в настоящее время с достаточной достоверностью оконтуривать залежи баженовской свиты рекомендуется осуществлять разведку и оценку нефтяных запасов по площадям. При подтверждении промышленной нефтеносности пласта Ю₀ поисковыми скважинами площадь, где они расположены, разбуривается равномерной сеткой разведочных скважин. Расстояние между скважинами в сетке разведочного бурения должно составлять 3000-4000 м. Одновременно с разведочными работами на одном из разбуренных участков организуется ОПЭ залежи. В нее подключаются разведочные скважины. Кроме того, кустовым методом бурятся эксплуатационные скважины. На этом участке сетка скважин уплотняется. В процессе разведочных работ и ОПЭ накапливается определенный объем геолого-промысловой информации, на основании которой в пределах площади проводится оценка запасов нефти. При этом уточняется статистическая закономерность распределения скважин по продуктивности и при необходимости вносятся коррективы. Подсчет запасов производится объемным методом с учетом ресурсов пластовой энергии. В результате подсчета оцениваются потенциально извлекаемые запасы нефти. На основании статистической обработки данных и экономических расчетов определяется часть запасов, которая исключается в связи с неоднородностью пласта, в результате чего оцениваются реальные извлекаемые запасы нефти. Разведанные запасы передаются в промышленную разработку, а разведочные работы могут переместиться либо на прилегающие площади, либо на другие более отдаленные объекты, при этом цикл работ повторяется.

В заключение следует отметить, что для решения многих вопросов, связанных с подготовкой запасов нефти залежей в глинистых коллекторах к промышленному освоению, стандартные методики неприменимы. При оценке величины запасов нефти требуются тщательный анализ и обоснование применимости выбранного метода подсчета запасов к условиям конкретного строения залежей. Методика разведки таких залежей также требует учета их строения. В настоящее время вследствие отсутствия методов разведочных работ, позволяющих с достаточной степенью достоверности оконтурить проницаемые зоны пласта, для учета зональной неоднородности залежей следует использовать вероятностный метод, основанный на статистической обработке данных разведочного и эксплуатационного бурения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Добрынин В.М. Объемный метод определения извлекаемых запасов нефти в замкнутых залежах, разрабатываемых на режиме истощения. - Геология нефти и газа, 1985, № 8, с 28-36.

2. Ефремов Е.П., Сонич В.П., Ильин В.М. Особенности подсчета запасов нефти.- Нефт. хоз-во, 1984, № 6, с. 29-33.

3. Медведский Р.И., Светлов К.В. Характер деформационных процессов при разработке залежей баженовского типа и их вклад в пластовую энергию.- Геология нефти и газа, 1986, № 8, с. 22-27.

4. Методика определения параметров неоднородности и подсчета запасов по данным гидродинамических исследований / И.Д. Умрихин, Н.И. Днепровская, С.Н. Бузинов, В.К. Федорцов.- Геология нефти и газа, 1982, № 5 с. 21-25.

5. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа.- Геология нефти и газа, 1979, № 9, с. 26-29.

6. Нестеров И.И., Медведский Р.И., Светлов K.В. Методические основы подсчета запасов нефти баженовской свиты.- В кн.: Методы подсчета запасов нефти и газа. М., 1986, с. 89-95.

7. Обоснование особенностей строения и продуктивности баженовской свиты Салымского месторождения по данным работы скважин / Ю.В. Желтов, Г.Е. Малофеев, Л.А. Толстов и др.- Геология нефти и газа, 1984, № 8, с. 1-6.

8. Халимов Э.М. Методика подсчета запасов нефти в баженовской свите.- Нефт. хоз-во, 1984, № 6, с. 26-29.

9. Lohec R.E. Analytic approach evaluates frontal displacemenet mechanism.- Oil and Gas Journal, 1984, vol. 82, No 88, p. 83-89.

10. David A. Rowland, Chung Lin. New linear method gives constants of hyperbolic decline.- Oil and Gas Journal, 1985, vol. 83, No. 2, p. 86- 90.

Рис. 1. График зависимости текущего пластового давления в скв. 28 Лемпинской площади от суммарного отбора нефти:

1 - усреднение снижения давления в течение первого года эксплуатации скважин; 2 - усреднение графика после четырех лет эксплуатации скважины (при этом принято допущение, что производилось только три замера текущего пластового давления, они обозначены точками); 3 - усреднение падения текущего пластового давления по фактическим данным (более 20 замеров давления за 10 лет эксплуатации скважины)

Рис 2. Графики определения числа скважин с начальным дебитом ниже реперного значения в общем фонде скважин.

Скважины: 1 - разведочные, 2 - эксплуатационные

Рис. 3. График зависимости среднего начального дебита скважины от реперного его значения