|
УДК 553.045:553.98(571.12) |
|
|
|
© Коллектив авторов, 1991 |
Пути повышения достоверности запасов на месторождениях Тюменской области
Р.И. МЕДВЕДСКИЙ, А.Б. КРЯКВИН, В.П. БАЛИН (ЗапСибНИГНИ), А.М. ВРЕХУНЦОВ (Тюменьгеология)
В последнее время часто ставится вопрос о достоверности величин извлекаемых запасов нефти по месторождениям Тюменской области, находящимся в разработке. При этом острота дискуссии возрастает тем сильнее, чем больше отклоняются фактические объемы добычи от запланированных проектным документом. Как правило, добывающие организации эти отклонения относят к завышению запасов вследствие неадекватности методической основы геологоразведочного процесса их худшающейся структуре. Однако имеются многочисленные факты, показывающие занижение запасов при разведке. Это подтверждает пересчет в сторону значительного завышения запасов по результатам разработки на Аганском, Вагинском, Мамонтовском, Покачевском месторождениях и др.
Тем не менее, постепенное ухудшение структуры запасов - реальность и вряд ли можно ожидать, что эта тенденция в будущем изменится. Сравнительно недавно эту тенденцию удаюсь сгладить приоритетной подготовкой запасов на крупных месторождениях простого строения, задерживая разведку более сложных. В то же время нефтяная промышленность располагает возможностью покрывать задания только за счет запасов с высокой продуктивностью. Эта ситуация может измениться только при ее перевооружении современной техникой и технологией.
В связи с этим целесообразно разобрать причины, бесспорно приводящие к изменению запасов, и предложить мероприятия по снижению вариации их объемов. Здесь мы исходим из представлений, что изменение запасов в ту или другую сторону нельзя предотвратить полностью только из-за случайных погрешностей определения подсчетных параметров. Анализ, проведенный С.Т. Овнатановым, К.А. Карапетовым [3], показывает, что при их учете относительная погрешность в извлекаемых запасах может составить по категории С1 45-50, В - 23-30 и А - 9- 15 %.
Чаще всего изменение запасов может быть обусловлено тремя различными факторами: 1) уточнением подсчета запасов без качественной переработки исходного фактического материала (например, уточнением количественного критерия предела коллекторов, методов выделения эффективных мощностей, определением характера насыщения, способа оценки запасов и т. п.); 2) изменением содержания исходного фактического материала в процессе опытно-промышленной эксплуатации или разработки залежей (причиной коррекции запасов может быть даже смена парадигмы, т.е. коренной пересмотр представлений о геологическом строении залежей или составе насыщающих ее флюидов); 3) нерациональным осуществлением выработки запасов как при составлении технологических схем, так и в период разработки месторождения (например, недостаточный учет качества запасов и некорректность планирования добычи, нарушение основных положений, регламентирующих разработку документов, включающих отставание в обустройстве, ввод скважин, способов их эксплуатации, режимов работы и др.).
Анализ результатов пересчета запасов в КЗПИ СССР на месторождениях Тюменской области, в том числе и на таких крупных, как Варьеганское, Суторминское, и других свидетельствует о влиянии любого из приведенных факторов.
Так, вывод о том, что многолетнее невыполнение плана по добыче нефти на Варьеганском месторождении обусловлено в основном не значительным уменьшением запасов по сравнению с утвержденными КЗПИ СССР, а нерациональностью планирования и осуществления разработки, получил подтверждение экспертизы. Более того, стихийность выработки запасов и серьезные отклонения от проектных документов привели к безвозвратной потере значительного количества УВ.
Иная картина наблюдается на Суторминском месторождении. Здесь уменьшение запасов вызвано в основном изменением фактического геолого-промыслового материала, полученного в ходе более плотного эксплуатационного разбуривания залежей по сравнению с этапом завершения геологоразведочных работ.
Яркий пример зависимости величины извлекаемых запасов от парадигмы представляет Салымское месторождение. Первоначальная их величина, оцененная исходя из модели пористо-трещиноватого коллектора, была увеличена почти вдвое на основании другой модели коллектора, представляющей его в виде слойков породы и нефти (бажениты) [1]. Эта модель имела много сторонников. При защите запасов ввиду недостаточной аргументации в пользу каждой из этих моделей было решено оценить запасы по кривым падения дебита скважин на эксплуатационном участке. В результате была получена промежуточная оценка, которая также не может считаться окончательной, поскольку было показано, что крутое падение дебитов большинства скважин объясняется засорением забоя выносимой из пласта породой [2]. Этот фактор характеризует недоработку конструкции забоя, т.е. по существу эксплуатационный, и его можно было бы своевременно устранить, если опытно-промышленную эксплуатацию вести с целью приобретения опыта разработок, а не только для наращивания количества тонн нефти.
Как видно, причины пересмотра первоначальной оценки извлекаемых запасов далеко не всегда связаны с недостаточно плотной сетью разведанных скважин, а в большей степени обусловлены отсутствием взаимодействия разведочных работ на завершающем этапе с опытно-промышленной эксплуатацией. Она проводится по большинству месторождений параллельно с разведкой, но не преследует цели накопления опыта привязки различных технологических решений к специфическим условиям месторождений, зачастую не имеющим аналогов в нашей стране. В таких условиях, учитывая складывающиеся негативные тенденции в развитии нефтегазодобывающей базы в Тюменской области и смещение структуры запасов в сторону трудноизвлекаемых при существующих технике и технологии добычи, а также при нормативной базе целесообразно перенести акцент с дискуссии о запасах на разработку мероприятий, обеспечивающих нормальное функционирование как геологоразведочных, так и нефтегазодобывающих предприятий, стимулирующих качественное развитие научно-технического прогресса в области разведки месторождений и выработки запасов УВ.
В этом плане наиболее рациональным, на наш взгляд, может быть двухэтапная разведка сложно-построенных залежей при сочетании второго этапа с опытно-промышленной эксплуатацией. В первую очередь месторождение разбуривается редкой сеткой разведочных скважин для получения общих представлений о размерах залежей, подсчетных параметров и других геологопромысловых характеристик. На этом же этапе оценивается необходимость отнесения объекта к категории сложнопостроенного, определяется масштаб неоднородности, выбираются разнотипные по геологопромысловой характеристике участки залежей.
На втором этапе на выбранных разнотипных участках залежей сооружается, как минимум, по одному элементу разработки по планируемой системе. Для этого они разбуриваются кустами скважин и осуществляется их эксплуатация для установления закономерностей или особенностей фильтрации, характера обводнения, полноты выработки и прочих параметров, обеспечивающих достоверность подсчета как балансовых, так и извлекаемых запасов.
Промежуточные зоны между выбранными эксплуатационными участками «просвечиваются» детальной сейсмикой. Затраты на нее не входят ни в какое сравнение с затратами на дополнительные разведочные скважины, не говоря уже об эксплуатационных, которые бурят кустами. По зарубежным данным, детальные сейсмические работы позволяют не только составить приблизительные представления о строении пласта, но и получить довольно точную картину изменения пористости по пласту как в качественном, так и в количественном выражении. В сочетании с экспериментально установленной связью пористости с проницаемостью выявляется и проницаемостная неоднородность продуктивного пласта.
Сейсмические исследования позволяют определить места скопления газа в коллекторах, поскольку последние значительно снижают сейсмическую энергию волн.
Зарубежные фирмы проводят эксперименты по использованию детальной сейсмики для контроля работ по закачке СО2, пара или контроля за процессом внутрипластового горения, так как последний образует газы.
Дополнительные сведения о строении промежуточных зон получаются при их гидропрослушивании путем остановки скважин одного участка и при наблюдении за пришедшими импульсами в пьезометрических скважинах на других участках [4].
Двухэтапная разведка имеет ряд существенных преимуществ перед обычной, позволяя использовать разведочные скважины в подавляющем их большинстве для эксплуатации. В настоящее время это удается сделать далеко не всегда вследствие затрудненности и удорожания системы сбора продукции, а при малых дебитах делает ее практически невозможной из-за применения трубопроводов и устьевой арматуры в зимний период. В этом отношении кустовое расположение эксплуатационных скважин на участках имеет значительные преимущества по сравнению с равномерным.
Предлагаемый прием открывает дополнительный путь к удешевлению разведки месторождений с запасами менее 100 млн. т, относящихся к категории крупных (30-100 млн. т), средних (10-30 млн. т) и мелких (до 10 млн. т). Для них инструкция КЗПИ СССР предусматривает в зависимости от сложности строения следующие сетки скважин (таблица).
Как видно, чем меньше залежь или месторождение, тем больше требуется затрат в расчете на единицу площади, в то время как предлагаемый двухэтапный способ разведки позволяет эти затраты сделать более равномерными, не зависящими от площади месторождения в прямой пропорции.
Кроме того, чем плотнее сетка одиночных разведочных скважин, тем больше вероятность того, что значительная их часть не впишется в планируемую систему разработки и не будет использована для добычи. Все это приведет к удорожанию подготовки и освоения запасов по сравнению с двухэтапной разведкой. Напротив, при данном подходе затраты на разведку могут быть снижены за счет упрощения конструкции разведочных скважин (без пуска эксплуатационных колонн) при подходящем разрезе или за счет уменьшения их диаметра, поскольку основное их назначение на втором этапе - подтверждение результатов детальной сейсмики. Дополнительная экономия получается за счет сокращения в них полного комплекса геофизических исследований и опробования.
Все виды работ на втором этапе, включая бурение, проводятся совместно геологоразведочными и нефтегазодобывающими предприятиями с распределением между ними по заранее оговоренному принципу прибыли от добываемой с этих участков нефти. Только после этого запасы утверждаются в КЗПИ СССР и планируется на них добыча.
Следует отметить, что утверждаемые в этом случае запасы будут гораздо выше категории C1 и это может вызвать необходимость пересмотра системы классификации запасов с привязкой ее к международной.
Выполнение предложенных рекомендаций, по нашему мнению, будет способствовать не только повышению качества подготавливаемых запасов, но и более полному их извлечению и достоверному планированию уровней добычи, а также переходу с пути экстенсивного развития нефтедобывающего региона на интенсивный.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа // Геология нефти и газа.- 1979.- № 9.- С. 26-29.
2. Нестеров И.И., Медведский Р.И., Светлов К.В. Методические основы подсчета запасов нефти баженовской свиты / В кн.: Методы подсчета запасов нефти и газа.- М,- 1986,- С. 89-95.
3. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений.- Л.: Недра.- 1970.
4. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири / Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин и др.- М.: Недра.- 1989.
Causes for the insufficiently reliable evaluation of explored reserves have been analyzed. An approach used in prospecting for major oil and gas fields have been proposed to be changed with particular emphasis on increasing the density of zonal drilling by a network of outstripping development wells with pilot-commercial production tasks.
|
Месторождения |
Сетка разведочных скважин (км) при запасах (млн. т) |
||
|
30-100 |
10-30 |
0-10 |
|
|
Простые |
2,7-3,3 |
1,5-2,5 |
1,2-1,7 |
|
Сложные |
1,8-2,5 |
1,2-1,7 |
1,2-1,7 |
|
Очень сложные |
0,8-1,5 |
0,8-1,3 |
0,5-1,5 |