К оглавлению

О вопросах подготовки запасов нефти

С. Н. ШАНЬГИН, В. П. ОНОПРИЕНКО и Г. В. КЛЯРОВСКИЙ

В статье А.А. Трофимука (Геология нефти, № 2, 1957) основное внимание уделяется вопросам:

1.     как сравнивать запасы категорий А+В, если одна из этих категорий преобладает на одних, а другая на других площадях;

2.     какое соотношение должно существовать между количеством подготовленных запасов и годовой добычей нефти;

3.     какими методами обеспечить повышение эффективности поисковых и разведочных работ.

С.Т. Коротков (Геология нефти, № 8, 1957.) наиболее существенным в процессе подготовки запасов считает этап поисков промышленных скоплений нефти и менее важным - этап их оконтуривания. При этом он полагает, что «большая часть запасов при оконтуривании попадает в категорию А» и только при большой сложности геологического строения залежи в категорию В. Не видя в этих категориях большой разницы, С.Т. Коротков предлагает объединять их общим названием «промышленных запасов», исключив категорию «подготовленных» (A1) и «разведанных» (А2).

Таким образом, в первой статье придается большое значение разнице в категориях А и В, а во второй эта разница считается несущественной.

Причина такого противоречия заключается, по-видимому, в том, что А.А. Трофимук имеет в виду главным образом нефтяные залежи платформы, а С.Т. Коротков - залежи складчатой области. Но ни тот, ни другой не уделили внимания требованиям, согласно которым подготовленные, разведанные и видимые запасы (A1+А2+В) вводятся в разработку. Это регламентировано «Инструкцией по применению классификации запасов», на которую ссылается А.А. Трофимук и которая требует, чтобы проекты разработки базировались на запасах категорий А+В в размере не менее 40% от общих, утвержденных ГКЗ по данной площади, причем запасы категории А (подготовленные и разведанные) должны составлять не менее 15% от общих.

Эти требования являются обязательными и создают существенное различие между обоснованием запасов категорий А и В для платформенных больших нефтеносных площадей и гораздо меньшее - на площадях складчатой области. Именно согласно инструкции для скважин, определяющих площадь запасов категории А, обязательно производство исследований при разных режимах эксплуатации, причем пробная эксплуатация каждой скважины должна быть непрерывной в течение не менее 20 дней. Следовательно, необходимы значительные капиталовложения, обеспечивающие на обширных платформенных площадях хранение и транспортировку нефти во много раз больше, чем на структурах складчатой области, что показано на стр. 6 инструкции в таблице расстояний между разведочными скважинами. Эти расстояния для больших структур платформы в несколько раз больше, чем для структур складчатой области. Насколько не соблюдаются такие требования, можно иллюстрировать некоторыми примерами из практики.

Так, рис. 1 представляет собой карту расположения скважин на одной из очередных площадей Ромашкинского месторождения, подлежащей вводу в промышленную разработку, предварительную схему которой должен обосновать и рассчитать ТатНИИ.

В южной части этой карты можно выделить участок, отвечающий требованиям обоснования запасов категории А. Площадь участка около 9,6 км2 и составляет от общей площади 145,6 км2, для которой проектируется разработка всего лишь 6,6% против 15%, требуемых инструкцией ГКЗ. Если бы эти 12 скважин, входящие в площадь категории А, располагались двумя рядами на расстоянии 2.5 км (согласно инструкции), площадь категории А составила бы 31.5 км2, т. е. около 22% от общей.

Остальные девять разведочных скважин, давшие промышленную нефть, также могли бы быть расположены лучше и уточнили бы тем самым геологические условия в районе северной границы, подлежащей эксплуатационному разбуриванию площади. Следует полагать, что хаотическое расположение скважин на выделяемом участке категории А объясняется близостью технической базы и наносит явный ущерб обоснованию проектирования.

Уместно поэтому заметить, что предлагаемое в статье А.А. Трофимука «условное» отнесение к категории А на каждую давшую промышленную нефть разведочную скважину площади в размере 156,25 га является недостаточно продуманным, влекущим за собой по существу совершенно произвольное размещение скважин. Для 21 скважины площади (рис. 1) такое «условное» отнесение дает категорию А в размере около 33 км2, т. е. 22,5% от общей площади.

В отношении рекомендуемых А.А. Трофимуком и поддерживаемых С.Т. Коротковым предложений о расширении геофизических и геохимических исследований, усовершенствовании методов отбора и изучения керна спорить нельзя -все это нужно. Однако в первую очередь следовало бы устранить в наиболее широко применяемом электрометрическом методе элемент субъективизма. Например, по скважинам рассмотренной площади (рис. 1) на основе электрометрических диаграмм сделаны определения мощности нефтенасыщенной части пласта и его литологии сотрудниками двух институтов - ВНИИ (Москва) и ТатНИИ (Бугульма). Сопоставление результатов интерпретации диаграмм одних и тех же скважин приводятся в таблице.

№ скважины

Мощность (в м) нефтенасыщенной части пласта и его литологическая характеристика по данным

ВНИИ

ТатНИИ

49

2,4 алевролиты

3,5 алевролиты

518

2,4

2.0

522

4,2

3,8

1996

9,0 (из них 5,6 песчаники)

14,2 (из них 9,2 песчаники)

1997

6,2 (из них 4,2 песчаники)

6,8 алевролиты

519

7,4 (из них 5 6 песчаники)

4,6 песчаники

2004

7,8 (из них 4 песчаники)

10,0 (из них 6,6 песчаники)

2003

2,8 алевролиты

2,4 алевролиты

1998

7,6

6.2

1999

3,4

40

2001

16,2 (из них 13,6 песчаники)

15,2 (из них 11 песчаники)

572

7,4 (из них 4,8 песчаники)

7,4 (из них 4,8 песчаники)

92

10,2 (из них 8,0 песчаники)

10,7 (из них 8,0 песчаники)

520

2,8 алевролиты

1,9 песчаники

574

2,4

2,4 алевролиты

 

Из 15 диаграмм результаты интерпретации совпали только в двух скважинах- 572 и 574, хотя для большинства скважин порядок цифр мощности примерно один и тот же. Изменение мощности нефтяного пласта в пределах от 2 до 16 м показывает, что далеко не безразлично для точности подсчета запасов и для достоверности расчетов проекта разработки, на каких расстояниях и в каком порядке расположены разведочные скважины.

Правильное и равномерное расположение - очень важное обстоятельство, которое, как видно из всего изложенного, приносится в жертву выполнению текущего плана разведочного бурения и ставит под угрозу качество подсчета запасов и, главное, обоснованность проекта разработки, т. е. реализации этих запасов.

Еще менее подготовленной в соответствии с требованиями ГКЗ является другая очередная площадь, схема разработки которой тоже рассчитывается ТатНИИ. Карта расположения скважин (рис. 2) показывает отсутствие участков категории А, так как, хотя расстояния между некоторыми разрозненными парами скважин удовлетворяют инструкции, эти скважины не очерчивают площади (скв. 686-683, 633-3511).

Площадь, изображенная на рис. 2, почти в два раза больше, чем площадь на рис. 1, а количество давших нефть разведочных скважин на них одинаковое. Если для второй площади подсчитать «условную» категорию А согласно рекомендации А.А. Трофимука, она составит 14,1%, т. е. близка к требованиям инструкции. Однако наличие сухих скважин, где пласт замещен плотными породами, и изменение мощности нефтеносного пласта в пределах 2,6-12,4 м при существующих расстояниях между скважинами создают реальную угрозу, что рассчитанные по схеме ряды нагнетательных и эксплуатационных скважин на значительной части площади окажутся в несколько неподходящих геологических условиях, что многие из скважин и соответствующие коммуникации придется переносить.

Из методов исследования, рекомендуемых А.А. Трофимуком, большого внимания заслуживает гидроразведка.

Однако в конкретных условиях рассмотренных площадей она не дает результатов. Это видно из следующего. Метод гидроразведки заключается в том, что в одной скважине (датчике) создают импульс давления, в другой же скважине (приемнике) регистрируют изменение давления или уровня, вызванное импульсом датчика.

Импульс в скважине-датчике может быть создан как увеличением дебита скважины, так и уменьшением его или прекращением работы скважины.

В качестве примера на рис. 2 взяты скв. 686, 541, 538.

Пусть скв. 541 приемная, а скв. 538 и 630 - датчики. Расстояние между скв. 538 и 541 - 4,8 км. По этим скважинам средняя мощность пласта h=11,4 м, проницаемость k = 0,8 дарси, коэффициент пьезопроводности 4000 см2/сек, вязкость нефти 3,6 сантипуаза.

Импульс давления создается закрытием скв. 538, работающей с дебитом 158 т/сутки.

Расчеты показывают, что импульс скв. 538 скажется в повышении пластового давления в скв. 541 следующим образом: через 1 месяц на 0,00054 ат, через 2 месяца на 0,01488 ат, через 3 месяца на 0,0507 ат.

Если датчиком сделать скв. 686, отстоящую от скв. 541 на 3,37 км (h = 8,7 м, k = 0,76 дарси) и работающую с дебитом 40 т/сутки, то импульс, вызванный ее закрытием, скажется повышением давления в скв. 541 на следующие величины: через 10 дней на 0,0000035 ат, через 1 месяц на 0,01918 ат, через 2 месяца на 0,125 ат, через 3 месяца на 0,26 ат.

Если ориентироваться на самый чувствительный из существующих глубинных приборов (дифференциальный манометр системы М.М. Иванова), обеспечивающий порог чувствительности в 0,005 ат, то даже он может уловить импульс скважины датчика только через 1-2 месяца.

Учитывая также, что для качественного проведения гидроразведки необходимо, чтобы другие скважины в это время работали в стационарных условиях без изменения режима, эффект от гидроразведки в рассматриваемых условиях получить невозможно.

Для эффективного проведения гидроразведки при осредненных условиях площади (рис. 2) (k = 0,46 дарси, h = 6,3 м) расстояния между разведочными скважинами должны быть значительно меньше.

В качестве минимального предельного колебания давления в скважине-приемнике, которое может быть зарегистрировано глубинным прибором М.М. Иванова, возьмем 0,005 ат.

На рис. 3 показаны результаты расчета в виде графика зависимости времени t, необходимого для улавливания в скважине-приемнике импульса давления, от расстояния r этой скважины до скважины-датчика для различных дебитов скважины-датчика до ее закрытия. Расчет сделан, исходя из наиболее благоприятных условий проведения гидроразведки. Считалось, что волна возмущения распространяется по наикратчайшему расстоянию между скважинами, чего может не быть при наличии между ними зоны выклинивания.

Предполагалось также, что сообщаемость между скважиной и пластом хорошая, т.е. не учитывались несовершенство скважин и загрязненность забоя.

На основании этого из рассмотрения графика можно сделать следующий вывод.

Метод гидроразведки для рассматриваемой площади может дать ощутимые результаты при условии, что расстояние между скважинами 2-2,5 км и менее, т. е. что разведанные геологические запасы - категории А.

В заключение следует отметить, что в настоящее время проектирование разработки отдельных нефтеносных площадей в Татарии базируется на явно недостаточной их разведанности, что видно из рассмотренных примеров.

Нефтяному управлению Татарского совнархоза следовало бы обратить серьезное внимание на это обстоятельство и принять меры по устранению создавшегося положения с вводом новых площадей в разработку.

ТАТНИИ

 

Рис. 1.

Скважины: 1 - нефтяные; 2 - сухие.

 

Рис. 2.

Скважины: 2 - нефтяные; 2 - сухие; 3-водяные.

 

Рис. 3.