|
©Н.П. Лебединец, 2002 |
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
Н.П. Лебединец (ОАО “ВНИИнефть”)
Уникальная массивно-блоковая залежь нефти месторождения Белый Тигр с трещиноватыми гранитоидными коллекторами, введенная в промышленную эксплуатацию в 1988 г., продолжает привлекать пристальное внимание исследователей ввиду специфических особенностей ее строения и разработки (Арешев Е.Г., Плынин В.В., Штырлин В.Ф., 2001; [1-5]). Залежь приурочена к осложненному тектоническими нарушениями крупному трехкупольному горст-антиклинальному поднятию субмеридионального простирания. Начальный этаж нефтеносности - более 1400 м при наивысшей гипсометрической отметке свода залежи около -3050 м. Фильтрационно-емкостные свойства гранитоидов определяются первичным и вторичным развитием различных видов пустот - трещин, каверн и пор. Изменение коллекторских свойств пород наблюдается по площади и высоте структуры. Превалирующим по размерам, запасам и добыче нефти является центральный блок. Эксплуатируется также северный блок. Разработка залежи ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды.
Несмотря на большое число пробуренных скважин и продолжительный период эксплуатации залежи, последняя остается недостаточно изученной и в какой-то мере даже недоразведанной. Недостаток информации по ней обусловлен, в частности, неравномерным вскрытием пород фундамента по площади структуры, недифференцированным испытанием продуктивных отложений в скважинах, малым отбором и недостаточной представительностью кернового материала, затруднениями с интерпретацией данных геофизических исследований скважин и трехмерной сейсмики. При этом по мере получения новых данных происходило усложнение геолого-физической модели залежи. Тем не менее на практике были осуществлены значительные темпы наращивания добычи нефти при достижении довольно высоких ее абсолютных и относительных уровней, что сопровождалось еще более значительными темпами наращивания закачки воды.
Совершенно правильным было принятое решение о поддержании давления в залежи. Продолжение ее эксплуатации на истощение привело бы к вполне определенному снижению коэффициента нефтеизвлечения, хотя и не столь значительному (трехкратному), как считают некоторые специалисты. Но не менее важно также, что падение пластового давления существенно ниже давления насыщения нефти газом и гидростатического давления с образованием вторичных газовых шапок привело бы к возникновению целого ряда технологических и технических проблем, серьезно осложняющих процесс разработки залежи, его контроль и регулирование (Лебединец Н.П., 1997).
На начало 2002 г. в эксплуатации находилось около 100 добывающих и нагнетательных скважин при соотношении между ними примерно 3:1. В основном скважины вертикальные или близкие к ним, но в более поздний период бурились также искривленные скважины с удлинением ствола в пределах продуктивной толщи от 300-600 до 800-1000 м. В большинстве скважин глубина вскрытия фундамента по вертикали составляла от сотен метров до 1000-1700 м. При этом примерно в половине скважин были практически полностью открытые забои, в том числе оборудованные колоннами-фильтрами. В другой половине скважин применялась комбинированная конструкция забоев (с открытой нижней частью вскрытого интервала и перекрытой зацементированной колонной верхней частью). Номинально вскрывавшиеся в скважинах интервалы дренирования фундамента тоже очень большие - от сотен метров до 800-1000 м (по вертикали) и представлены в основном открытыми забоями. В некоторой части скважин производилась перфорация зацементированных колонн. И в этих случаях интервалы вскрытия достигали 200-400 м и более.
Основная часть залежи, относящаяся прежде всего к центральному своду, характеризуется высокой продуктивностью и приемистостью скважин. Дебиты добывающих и нагнетательных скважин достигали 1000 т/сут и более и нескольких тысяч кубических метров в сутки соответственно. Однако имеются, прежде всего в пределах северного блока, и низкопродуктивные скважины. Устьевые давления нагнетания по большинству скважин достигают 15-20 МПа. Какой-либо связи между начальными дебитами скважин и вертикальными толщинами номинально вскрытых в них интервалов гранитоидов не устанавливается. Некоторые данные свидетельствуют также об отсутствии вполне определенного влияния конструкции забоев скважин на их продуктивность. Наконец, некоторые субгоризонтальные скважины характеризовались довольно низкой продуктивностью.
До настоящего времени происходило наращивание добычи нефти из гранитоидов фундамента. Достигнутый темп разработки - около 7 % начальных извлекаемых запасов нефти, принятых в действующей технологической схеме. Накопленная добыча нефти составляет несколько более половины начальных извлекаемых запасов. При этом более чем на 90 % она обеспечивается эксплуатацией центрального свода. Выработка запасов нефти происходила сначала на упругом режиме, возможности которого практически исчерпаны, а затем на искусственном режиме вытеснения нефти нагнетаемой водой. В течение нескольких лет была достигнута почти полная компенсация текущих отборов закачкой. Однако при этом по многим скважинам нагнетание воды осуществлялось в интервалы с довольно высокими гипсометрическими отметками, в том числе выше -3900...-4000 м, и реализовалась максимально возможная приемистость скважин при высоких давлениях нагнетания.
Характерно довольно позднее появление воды в скважинах и пока небольшое ее среднее содержание в извлекаемой продукции по залежи в целом (около 5 %), обусловленное, в частности, вероятной замкнутостью залежи (отсутствием активных пластовых вод), достаточно поздним началом искусственной закачки воды (через 5-6 лет после ввода залежи в эксплуатацию), практикуемым в последние годы переводом скважин на работу с прикровельных интервалов, закрытием обводняющихся скважин и др. Тем не менее было зафиксировано проникновение закачиваемой воды почти в половину добывающих скважин, причем по целому ряду из них обводненность извлекаемой продукции достигала 60-95 %, появление воды устанавливалось на очень высоких гипсометрических отметках (до -3400 м и даже выше).
В результате закачки воды пластовое давление в своде структуры основной части залежи стабилизировалось на уровне, близком к давлению насыщения нефти газом, и составило в среднем примерно 24,5 МПа (на гипсометрической отметке -3050 м). Его падение с начала разработки - более 13 МПа. Текущее пластовое давление существенно ниже гидростатического давления (на 5-10 МПа в разных частях массива). На большей части площади, относящейся прежде всего к центральному своду, имело место эффективное перераспределение пластового давления в процессе разработки залежи. В то же время на отдельных участках, особенно в пределах северного свода, наблюдались некоторые аномалии пластовых давлений, что могло свидетельствовать об определенной гидродинамической изолированности некоторых разуплотненных зон и небольших блоков залежи.
В целях интенсификации работы скважин и добычи нефти с той или иной успешностью испытывались и применялись обработки призабойных зон скважин различными видами кислотных и нефтекислотных растворов и эмульсий на основе соляной, плавиковой, уксусной кислоты, а также термогазохимическое воздействие, гидравлический разрыв пласта, водоизоляционные работы, гидродинамические методы воздействия.
Из методов контроля работы скважин и разработки залежи, кроме стандартного комплекса промысловых исследований, использовались: гидропрослушивание гранитоидов; исследования с помощью глубинных дебитомеров и термометров с целью установления мест поступления воды, профилей притока и поглощения жидкости на стенках скважин; закачка флюоресцена в качестве индикатора для определения продвижения нагнетаемой воды; аналитические расчеты по данным о значениях пластовых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах для оценки положения водонефтяного контакта; специальное геолого-математическое моделирование процесса разработки залежи с целью выявления особенностей ее обводнения и др.
Применялись довольно грубые методы макрорегулирования разработки залежи, включающие закачку воды по скважинам в интервалы с гипсометрическими отметками не выше -4000 м при добыче нефти из интервалов с абсолютными отметками не ниже -3600 м; изоляцию по обводняющимся скважинам больших толщин гранитоидов и их перевод на работу с прикровельных интервалов; дострел в добывающих скважинах вышерасположенных интервалов; перевод нагнетательных скважин с относительно высоким гипсометрическим положением интервалов закачки на добычу нефти из прикровельных интервалов фундамента. Кроме того, применялись перераспределения дебитов по отдельным группам добывающих и нагнетательных скважин с целью уменьшения или стабилизации обводненности жидкости при сохранении по возможности общего баланса отборов и закачки.
Оценивая в общем положительно текущее состояние разработки залежи, тем не менее можно указать на некоторые недостатки примененной системы разработки в плане их возможного негативного влияния на эффективность эксплуатации залежи, полноту извлечения нефти.
Отметим предварительно, что было упущено время для спокойного развертывания системы поддержания пластового давления. В последующем, когда текущее пластовое давление стало приближаться к давлению насыщения нефти газом, начали закачивать возможно большие объемы воды через ограниченное число скважин, не слишком считаясь подчас с размещением этих скважин на структуре и гипсометрическим положением интервалов закачки, что могло приводить к преждевременному обводнению добывающих скважин.
Принятая система выработки запасов из рассматриваемого массивного объекта с огромным начальным этажом нефтеносности, включающая выделение значительно удаленных друг от друга, составляющих сотни метров зон отбора (выше -3600 м) и закачки (ниже -3900 м) при большом перекрытии последней первоначально-нефтенасыщенных интервалов, по-видимому, не наиболее оптимальная. При этом могут быть затруднены формирование непрерывного фронта вытеснения нефти водой и обеспечение контролируемого устойчивого его перемещения снизу вверх к своду структуры. Могут не способствовать этому и эффективной выработке запасов и охарактеризованное выше нелучшее, на наш взгляд, решение вопроса о конструкции забоев скважин и порядке вскрытия в них продуктивных отложений, тем более при отсутствии достаточно надежных средств контроля нефтеводопоступлений в таких условиях и особенно - эффективных технологий по их регулированию, а также перевод многих добывающих и нагнетательных скважин на работу с прикровельных интервалов гранитоидов при большом удалении последних от ранее вскрытых интервалов.
Достаточно сложной является складывающаяся ситуация с разработкой северного свода. Не всегда эффективна закачка воды. По целому ряду скважин отмечается рост газовых факторов. Однако решение о разработке на истощение отдельных блоков северного свода требует дополнительного обоснования.
Недостаточна эффективность применявшихся методов контроля и регулирования разработки залежи, прежде всего в плане установления источников и мест поступления воды, изоляции водопритоков, прослеживания за формированием и перемещением искусственного водонефтяного контакта (ИВНК), корректировки его продвижения.
В связи с накопленными данными о строении залежи и обводнении скважин появляются опасения относительно возможных опережающих продвижений нагнетаемой воды по подсистеме более крупных трещиновато-кавернозных каналов и малоамплитудных тектонических нарушений, встают вопросы о характере формирования и перемещения фронтов вытеснения в межскважинном пространстве, степени сплошности и непрерывности ИВНК, эффективности охвата пород-коллекторов процессами дренирования и вытеснения, достоверности (реальности) принятых величин извлекаемых запасов нефти, надежности выполненных оценок и прогнозов.
Таким образом, ввод в активную промышленную разработку нефтяных объектов фундамента характеризовался определенным опережением процесса их изучения, принятием ряда технологических решений, не вполне адекватных специфическим особенностям залежи и коллекторов, в связи с чем могут потребоваться некоторые дополнительные мероприятия по повышению эффективности системы разработки.
В частности, по всем вновь буримым добывающим скважинам целесообразно применение закрытых или комбинированных конструкций забоев, обеспечивающих возможность достаточно дробного поинтервального испытания и дренирования продуктивных отложений. При этом вводить в эксплуатацию добывающие скважины следует с самых нижних интервалов, давших притоки нефти. После их обводнения и изоляции осуществляется переход на вышерасположенные интервалы, лимитированные по толщине и удаленности от предыдущих интервалов. Закачку воды по нагнетательным скважинам целесообразно начинать тоже в самые нижние проницаемые интервалы гранитоидов, обеспечивающие достаточную их приемистость. В последующем, по мере перемещения ВНК, может быть реализовано расширение интервалов закачки.
В процессе разработки залежи все это должно способствовать наиболее естественному и устойчивому (с учетом гравитационной сегрегации) вытеснению нефти от нижних границ к сводам структур. Таким образом обеспечиваются и наилучшие возможности по эффективному контролю и регулированию разработки массивных залежей, резкому сокращению добычи воды вместе с нефтью. Однако разбуривание рассматриваемого месторождения близко к завершению, и оставшимся числом скважин затруднительно существенно изменить к лучшему сложившуюся систему разработки залежи. Поэтому может быть поставлен также вопрос о проведении некоторых исправительных работ по пробуренным скважинам с целью организации более эффективной выработки запасов. Они могут включать: изменение конструкции забоев скважин путем спуска и цементирования колонн-летучек; выявление наиболее низко расположенных нефтенасыщенных и проницаемых интервалов; перевод на работу с них добывающих и нагнетательных скважин; последовательный перенос интервалов дренирования снизу вверх по мере их обводнения. На первом этапе можно было бы наметить для этого ограниченное число скважин и в зависимости от полученных результатов принять то или иное решение о продолжении работ и их объемах. В качестве первоочередных для проведения таких мероприятий могут быть обводняющиеся скважины с большими номинально вскрытыми в них интервалами гранитоидов.
Представляется целесообразной определенная сдержанность в отношении бурения горизонтальных скважин, во всяком случае добывающих. Тем более что по фактическим данным такие скважины вовсе не отличаются повышенной продуктивностью, а в других отношениях (техника и технология эксплуатации и исследований, водоизоляционные работы и т.д.) могут обусловливать серьезные затруднения. На том или ином этапе при необходимости может быть осуществлена зарезка дополнительных стволов из пробуренных вертикальных (и горизонтальных) скважин, в том числе низкопродуктивных. Что касается нагнетательных скважин, то при заканчивании их горизонтальными стволами последние целесообразно располагать как можно ближе к нижним границам залежи.
Надо заметить, что исчерпывающее изучение столь сложных объектов, конечно, весьма затруднительно и недостижимо, но рекомендуемое поинтервальное испытание и дренирование их в скважинах в направлении снизу вверх позволяет получать максимально возможную информацию об изменении фильтрационно-емкостных свойств пород и, что очень важно, осуществлять разработку массивных залежей с минимальным риском навредить технологическому процессу их эксплуатации.
При перераспределении отборов и закачки по добывающим и нагнетательным скважинам, оптимизации режимов их работы наряду с другими факторами следует обращать внимание на продуктивность и приемистость скважин, осуществлять увеличение дебитов и расходов прежде всего по скважинам, эксплуатирующимся при сравнительно небольших понижениях (повышениях) забойного давления, и наоборот, - сокращение отборов и закачки в первую очередь по скважинам, характеризующимся более низкой продуктивностью и приемистостью. Таким образом устанавливаются более благоприятные соотношения между гидродинамическими и гравитационными градиентами по добывающим и нагнетательным скважинам и повышается устойчивость фронтов вытеснения нефти водой. Реализуя такие подходы, в отдельных случаях можно было бы даже пренебречь в какой-то мере некоторым неблагоприятным гипсометрическим и взаимным расположением интервалов отбора и закачки в скважинах. Из числа нагнетательных скважин обычно более предпочтительными для увеличения расходов являются скважины, работающие с более низкими устьевыми давлениями закачки и тем более - самотеком.
Обратим внимание далее, что по действующей технологической схеме разработки залежи после достижения максимальных уровней закачки воды предусматриваются систематическое их снижение в соответствии с падением добычи нефти и отборов жидкости в более поздний период и поддержание пластового давления на уровне, близком к давлению насыщения нефти газом, что существенно ниже гидростатического давления. Это приводит, конечно, к значительному сокращению объемов закачки. Однако по отношению к процессу разработки залежи в целом такое решение является, по-видимому, не самым оптимальным.
Желательно использовать созданные мощности для реализации некоторой избыточной закачки воды с целью последующего подъема пластового давления в залежи до гидростатического давления, а возможно, и несколько выше. Это значительно облегчило бы решение вопросов техники и технологии эксплуатации добывающих скважин и всей наземной системы сбора, транспорта и подготовки извлекаемой продукции в условиях прогрессирующего ее обводнения в более поздний период разработки залежи. При осуществлении этой рекомендации удалось бы значительно продлить фонтанный период работы скважин, сократить объемы механизированной эксплуатации, повысить рабочие давления в системах нефтегазосбора. Получаемые таким образом преимущества и выгоды могут быть гораздо весомее, чем при указанном простом сокращении закачки воды.
При этом вовсе не обязательно продолжение закачки на достигнутом максимальном уровне. В качестве оптимального может быть и какой-то промежуточный вариант по темпам закачки воды, обеспечивающий тем не менее существенное повышение пластового давления. При решении этого вопроса необходимо учитывать взаимное расположение добывающих и нагнетательных скважин и интервалов закачки и отбора в них, иметь в виду недопущение прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины, поддержание непрерывности и устойчивости фронтов вытеснения. Хотя в то же время естественный подъем ИВНК по мере эксплуатации залежи и выработки запасов обусловливает все большее удаление друг от друга зон отбора и закачки и снижает вероятность указанных осложнений. При принятии решения об осуществлении избыточной закачки воды и о подъеме пластового давления могут быть сделаны более определенные технологические расчеты такой эксплуатации залежи, с учетом, конечно, и соответствующего ухудшения условий работы нагнетательных скважин с ростом пластового давления.
Надо полагать, что внедрение сделанных предложений будет способствовать улучшению контроля и регулирования разработки залежи, повышению эффективности ее эксплуатации и полноты выработки запасов.
Наконец, в связи с имеющимися представлениями о возможности поддержания на рассматриваемой залежи достигнутого высокого уровня добычи нефти еще в течение довольно длительного времени были сделаны некоторые оценочные расчеты на основе запасов нефти, принимавшихся в последнем проектном документе.
Очевидно, что в условиях закрытой залежи по границам нефтеносности, эксплуатирующейся сначала на упругом режиме, а затем - при поддержании давления путем нагнетания воды, текущий накопленный объем извлеченной нефти на ту или иную дату должен складываться в основном из добычи за счет замещения нефти закачиваемой водой (за исключением ее части, поступающей в скважины вместе с нефтью) и за счет упругого запаса жидкости (самой нефти и связанной воды) и породы (пустотного пространства), реализуемого при падении пластового давления.
После оценки этих составляющих при определенных заданных исходных параметрах и их суммирования выяснилось, что различие между расчетной и фактической накопленной добычей нефти небольшое - около 5 %, т.е. в пределах погрешностей расчетов. При этом примерно на две трети добыча нефти обеспечивается за счет замещения ее нагнетаемой водой и на одну треть - за счет реализации упругого запаса (примерно в равных долях по жидкости и среде). В связи с такими результатами можно полагать, что в настоящее время нет особых оснований для существенной корректировки в сторону увеличения геологических запасов нефти, принимавшихся при составлении действующего проектного технологического документа на разработку залежи.
Вместе с тем следует иметь в виду, что разработка подобных высокопродуктивных массивных залежей нередко характеризуется очень большим падением добычи нефти в более поздний период, при приближении водонефтяного контакта к своду структуры, даже в случае значительного улучшения там коллекторских свойств пород (Лебединец Н.П., 1997). Это объясняется резким сокращением нефтенасыщенных объемов и нефтеносных площадей, массовым выходом скважин из эксплуатации в заключительный период разработки таких залежей. Большие дебиты и высокая продуктивность отдельных скважин, эксплуатируемых в более поздний период, не могут быть достаточными свидетельствами в пользу длительной устойчивой эксплуатации залежи в целом.
Литература
1. Гидропрослушивание скважин - эффективный метод контроля за разработкой залежи месторождения Белый Тигр / Ч.Л. Донг, Г.Н. Белянин, В.Ф. Штырлин и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 7. - С. 19-21.
2. Исследование нефтеотдачи трещиноватых коллекторов месторождения Белый Тигр при заводнении / Г.Н. Белянин, Ч.Л. Донг, О.Ф. Мартынцив и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 3. - С. 14-16.
3. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр / Е.Г. Арешев, В.В. Плынин, О.К. Попов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999 - № 9. - С. 30-37.
4. О рациональных темпах заводнения залежи фундамента месторождения Белый Тигр / М.Г. Алишаев, Г.Н. Белянин, А.Н. Гриценко и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 5. - С. 34-38.
5. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения Белый Тигр / Г.Н. Белянин, М.А. Бабец, Ф.А. Киреев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 1. - С. 45-51.
The article gives the characteristics of the current state of the pool development, features and possibilities of the advanced exploitation system, some balance estimates of production to reserves ratio.