|
УДК 553.982:550.812.14.003.13 |
Доразведка разрабатываемых месторождений - важный резерв пополнения сырьевой базы нефтедобычи
Н.Н. ЛИСОВСКИЙ, А.А. НОВИКОВ (Миннефтепром), Э.М. ХАЛИМОВ, В.В. ЯГОДИН (ИГиРГИ)
Дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности страны во многом зависит от успехов геолого-поисковых работ. Перспективы открытия новых крупных нефтяных и нефтегазовых месторождений в первую очередь связаны с регионами и частями разрезов, мало изученными глубоким бурением на территориях Западной и Восточной Сибири, севера европейской части СССР, в палеозойских отложениях Прикаспийской впадины, а также на шельфах Каспийского, Охотского и северных морей. Однако поиски и разведка новых месторождений в пределах указанных территорий и акваторий, подготовка их к оценке запасов и промышленному освоению требуют значительных затрат материально-технических средств и времени.
Вместе с тем, как правило, запасы нефти, приращиваемые на разрабатываемых месторождениях, расположенных в районах с развитой инфраструктурой, реализуются в нефтедобыче в короткий срок и в большинстве случаев с относительно небольшими дополнительными затратами. Прирост же запасов нефти на разрабатываемых месторождениях, хотя и уступает приросту, получаемому за счет открытия и разведки новых месторождений в общем объеме приращиваемых запасов, тем не менее составляет значительную величину как в относительном, так и абсолютном выражении.
Значительные объемы прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях - следствие постоянной целенаправленной работы геологической службы Миннефтепрома: производственных объединений и нефтедобывающих предприятий, отраслевых научно-исследовательских институтов - головных (ИГиРГИ, ВНИИ) и территориальных.
В Миннефтепроме считают, что основным назначением материальных средств, выделяемых отрасли на производство геолого-поисковых и разведочных работ, должно быть открытие новых нефтяных месторождений и залежей на территориях и акваториях, расположенных вблизи действующих нефтепромыслов. Решение задач доразведки разрабатываемых месторождений целесообразно осуществлять преимущественно за счет средств, выделяемых на разработку нефтяных месторождений.
Известно, что выполнение плановых заданий по добыче нефти предприятиями, которые осуществляют бурение скважин, существенно зависит от соблюдения расчетного планового срока их работы в текущем году. Поэтому даже непродолжительная задержка с вводом новых скважин в эксплуатацию, вызванная проведением каких-либо дополнительных работ, не связанных с прямым назначением скважин (например, специальными геофизическими исследованиями, добуриванием и т. д.), всегда была нежелательна. Сейчас же в новых условиях хозяйствования любая незапланированная задержка должна быть полностью исключена. Поэтому решение важной задачи доразведки при эксплуатационном бурении следует осуществлять не в ущерб основной задаче - добычи нефти, а за счет широкой реализации внутренних резервов и применения новой технологии и техники исследований, передовых приемов и методов работы, использования «окон» и вынужденных простоев для проведения специальных исследований и т. д. Геологические службы нефтедобывающих предприятий и НИИ отрасли ищут и находят такие резервы в эксплуатационном бурении, объемы которого в Миннефтепроме постоянно и интенсивно растут.
Существует несколько распространенных методических приемов и способов доразведки разрабатываемых месторождений, использование которых позволяет прирастить запасы нефти.
1. Углубление эксплуатационных скважин ниже базисного объекта (проектного горизонта) - известный и широко практикуемый методический прием доразведки. О масштабе работ, проводимых в Миннефтепроме этим способом, свидетельствуют данные по Главтюменнефтегазу за XI пятилетку. За пять лет здесь были углублены 252 эксплуатационные скважины в нефтеносных горизонтах мелового возраста до вскрытия нижележащих нижненеокомских и верхнеюрских отложений. Суммарный объем бурения, затраченный на углубление ниже проектного горизонта по этим скважинам 112 тыс. м. Несмотря на то, что не все скважины дали положительные результаты, в целом результативность этой работы высокая. Приведем несколько примеров из практики Западной Сибири.
Северо-Покурское месторождение. Новые залежи нефти выявлены скв. 351, 319б в пласте БВ2 с нефтенасыщенной мощностью до 14 м. При испытании получены фонтанные притоки нефти дебитом 190-300 т/сут. Скв. 302, 115 обнаружены нефтеносные пласты эффективной мощностью 3-8 м и с дебитом нефти 142-163 т/сут. За пять лет на углубление скважин здесь израсходовано 3 % эксплуатационного объема бурения со значительным приростом запасов нефти.
Покачевское месторождение. Скв. 447, 435, 424, проектировавшимися на пласт AB1-2, вскрыт и опробован пласт АВ3 эффективной нефтенасыщенной мощностью от 6,8 до 12,2 м. При опробовании получены фонтанные притоки нефти дебитами 4-6 м3/сут. В результате обнаружена новая нефтяная залежь - Восточная АВ3.
Варьеганское месторождение. С помощью скв. 1552 и 1598 (общий объем углубления 660 м) в 1978-1979 гг. открыта новая нефтегазовая залежь в пласте Ю2 тюменской свиты. Размеры залежи 8,4x1,9 км, а нефтенасыщенная мощность пластов 8-23 м. Высота газовой шапки 16 м.
Урьевское месторождение. Углублением 10 скважин (общий объем сверхпроектного бурения 352 м) доразведана пластовая сводовая водоплавающая нефтяная залежь размером 7,5x4,2 км и высотой 20 м. Нефтенасыщенная мощность меняется от 3,6 до 17,6 м.
2. При бурении эксплуатационных скважин на базисный горизонт осуществляется разведка (или доразведка) залежей нефти, расположенных в геологическом разрезе выше объектов эксплуатации. Прирост запасов нефти получают за счет открытия новых залежей, расширения площади нефтеносности ранее открытых залежей, уточнения других подсчетных параметров.
Показательны данные по Ромашкинскому месторождению. В процессе бурения эксплуатационных скважин на основной объект разработки в песчаных пластах девонских отложений осуществляется доразведка залежей нефти бобриковского горизонта нижнего карбона, залегающего выше базисного горизонта. При бурении скважин, расположенных в зоне предполагаемого расширения площади нефтеносности, кроме стандартного комплекса ГИС на базисный девонский объект проводят специальные дополнительные исследования с помощью импульсного генератора нейтронов для уточнения характера нефтенасыщенных коллекторов в бобриковском горизонте, отбирается керн. В ряде случаев проводится ОПЭ.
По такой схеме в 1986 г. осуществлялась доразведка 31-й залежи (Сармановская площадь) бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. В скв. 12005, 11962, 11960, 11959, 11940 и других проведены исследования импульсным, генератором нейтронов; в скв. 12004 и 11959 отобран керн, в скв. 11940 проведены пробная эксплуатация и гидродинамические исследования, а скв. 11900 и 11899 опробованы с положительным результатом. Комплекс проведенных мероприятий позволил прирастить запасы по категории С1.
Аналогичными были перечень и последовательность работ по доразведке пятой залежи бобриковского горизонта. В процессе бурения на горизонт Д-I эксплуатационных скв. 14 967, 14 968, 14 970 и других были вскрыты вышезалегающие нефтеносные пласты бобриковского горизонта с эффективной нефтенасыщенной мощностью 2- 4 м. При опробовании в скв. 14 969 из пласта Б-II был получен приток нефти дебитом 7,5 т/сут. За счет расширения контура нефтеносности достигнут заметный прирост запасов.
При разбуривании бобриковской и турнейской залежей Родинского месторождения в Оренбуржье по промыслово-геофизическим данным отмечались нефтенасыщенные интервалы в окских отложениях (пласты О2 и О3). При опробовании их пластоиспытателями в скв. 436 и 439 были получены притоки с нефтью. На основании этих данных запроектированы и пробурены четыре эксплуатационные скважины. В скв. 1295 из пласта О2 приток нефти составил 2,3 т/сут, она сдана в освоение. Таким образом, вновь открытые залежи сразу были введены в разработку.
3. Прирост запасов нефти осуществлялся в основном по залежам базисного объекта при бурении эксплуатационных скважин этого горизонта. В этом случае прирост запасов образуется за счет расширения площади нефтеносности, выявляемой при бурении периферийных скважин в зонах, недостаточно изученных поисковыми и разведочными скважинами. Однако нередки случаи, когда на участках разбуривания уточняются и другие подсчетные параметры (мощность, нефтенасыщенность, пористость и др.).
Утеевское месторождение Куйбышевской области. Здесь объектом эксплуатации служит залежь пласта Б2, после принятия запасов нефти на баланс были пробурены эксплуатационные скв. 61, 81, 82. Благодаря им уточнено представление о геологическом строении залежи. Нефтенасыщенный объем пород по новым представлениям возрос от 8,3 до 12,3 млн. м3.
Уваровское месторождение Куйбышевской области. После подсчета и принятия на баланс запасов нефти по залежам пласта CIV пробурено 10 эксплуатационных скважин, данные которых позволили уточнить геологическое строение залежи. Площадь нефтеносности увеличилась на 52 900 м2, а средняя эффективная нефтенасыщенная мощность - от 7,5 до 9,2 м. Исследования коллекторских свойств по дополнительно отобранному керну позволили определить пористость продуктивных пород (23 % вместо 21 %), по данным ГИС - их нефтенасыщенность (0,93 вместо 0,9). Новые значения подсчетных параметров легли в основу пересчета запасов нефти и обусловили значительный их прирост.
4. Для доразведки разрабатываемых месторождений в последние годы стали все шире применять детальные сейсмические исследования. На 24 месторождениях Западной Сибири, находящихся в разработке, в 1986-1988 гг. проведены детализационные сейсмические наблюдения МОГТ. В результате этих работ уточнены зоны развития коллекторов на девяти месторождениях (Родниковом, Маслиховском, Быстринском, Северо-Даниловском, Лазаревском, Поточном, Южно-Покачевском, Повховском, Вать-Еганском), детализированы границы выклинивания и замещения коллекторов на четырех месторождениях (Северо-Даниловском, Повховском, Лазаревском, Талинском), получена дополнительная геологическая информация по новым горизонтам на пяти месторождениях (Маслиховском, Родниковом, Северо-Даниловском, Лазаревском, Быстринском), выполнен прогноз распространения газовых шапок в пласте АС7 и дана качественная оценка толщин пластов АС7 и ВС2-3 на Быстринском месторождении. В целом за счет новых геологических данных удалось прирастить запасы нефти категории С2 на площади 180 км2. Одновременно на других участках сократились размеры площади нефтеносности на 198,4 км2.
5. В старых нефтедобывающих районах на месторождениях, базисные объекты которых в значительной степени выработаны, для целей доразведки широко используется ранее пробуренный фонд скважин, выполнивший свое назначение по проектному горизонту.
Широко известен богатый опыт использования возвратного фонда скважин в таких нефтедобывающих районах как Азербайджан, Башкирия, Татария, Куйбышевская область. Для иллюстрации приведен пример из практики последних лет.
На Красноярском месторождении Оренбургнефти в скважинах, пробуренных на девонские и каменноугольные отложения, отмечались нефтепроявления в подольском горизонте среднего карбона. Для определения промышленной ценности нефтепроявлений в эксплуатационной скв. 94, обводнившейся в процессе эксплуатации нижележащего проектного горизонта, после цементной заливки старого интервала перфорации, был перфорирован подольский пласт на отметках -854...-858 м.
После кислотной обработки пласта, представленного карбонатными породами, получен приток нефти.
Нефтедобывающие объединения, головные и территориальные НИИ отрасли проводят постоянную работу по повышению достоверности запасов нефти разрабатываемых месторождений. Геолого-промысловая информация, получаемая в процессе бурения и эксплуатации скважин, анализируется и используется для уточнения объемов остаточных запасов, выявления «целиков» на невырабатываемых участках, зон низкой выработки и т.д. Большой объем аналитических работ по уточнению запасов нефти проведен в X и XI пятилетках. Установлена определенная тенденция в динамике прироста запасов нефти по разрабатываемым месторождениям - на ранней стадии разработки (выработанность менее 20 % от начальных извлекаемых запасов) величина прироста существенно преобладает. Это связано в первую очередь с результатами доразведки участков залежей, по которым запасы относились к предварительно оцененным (категория С2). В меньшей степени на увеличение запасов влияет уточнение подсчетных параметров за счет получения новых данных в результате эксплуатационного разбуривания площадей с разведанными запасами. Такое разбуривание позволяет вместе с тем корректировать геологическое строение месторождений в целом и приращивать запасы по продуктивным горизонтам, не вовлеченным в разработку.
По объектам, выработанность которых превышала 20 %, наблюдается в основном уменьшение начальных разведанных запасов нефти за счет изменения коэффициентов извлечения.
Уточнение значений коэффициентов извлечения по длительно разрабатываемым залежам обусловлено использованием для их обоснования более представительных геологических моделей, получаемых в результате массового бурения добывающих скважин, накоплением опыта разработки и данных по эффективности применявшихся методов воздействия.
Геологические модели, базирующиеся на данных поисково-разведочных работ, как правило, представляются более простыми по сравнению с моделями, построенными после разбуривания залежей эксплуатационными скважинами. С этим обстоятельством преимущественно связано завышение коэффициентов извлечения нефти на ранней стадии изучения строения залежей. Накопленный опыт утверждения извлекаемых запасов нефти в ГКЗ СССР и апробации их в процессе длительной эксплуатации залежей позволяет ставить вопрос о повышении надежности их определения при подготовке промышленных запасов к первому утверждению в ГКЗ СССР. Такое повышение надежности обоснования коэффициентов извлечения нефти может быть обеспечено организацией и проведением работ по ОПЭ месторождений, особенно крупных, характеризующихся сложным строением, с проверкой эффективности применения различных методов воздействия и последующим анализом этих работ.
Повышения коэффициентов извлечения нефти на длительно разрабатываемых месторождениях необходимо добиваться также при разработке и внедрении эффективных мероприятий, направленных на достижение величин этих коэффициентов, рассчитанных в проектах разработки.
Развитие нефтедобычи должно базироваться на надежно подготовленной сырьевой базе. В связи с этим необходимо еще больше повысить требовательность к оценке разведанных запасов, к обоснованности всех подсчетных параметров, определяющих их величину.