УДК 553.98:550.812:553.042 |
Влияние размещения скважин на точность подсчета запасов массивных залежей
Ф.З. ХАФИЗОВ (Главтюменьгеология)
В Западной Сибири массивные залежи играют весьма значительную роль. На их долю приходится подавляющая часть запасов природного газа и весьма существенная часть запасов нефти. Только в пределах Тюменской области общее количество открытых залежей газа массивного типа превышает 45, газонефтяных - 10 и нефтяных - около 20. В связи с этим вопрос о правильном размещении скважин при разведке массивных залежей, обеспечивающем достижение заданной точности оценки запасов и определение параметров, необходимых для проектирования разработки при минимальном объеме бурения имеет важное практическое значение.
Проблеме рационального размещения поисково-разведочных скважин при изучении массивных залежей посвящены работы целого ряда исследователей [2, 4, 5]. Наиболее обстоятельно, с привлечением большого объема фактических данных этот вопрос рассмотрен в работе [2]. Анализ системы размещения скважин, на типичных массивных залежах различных районов СССР показал необходимость расстановки разведочных скважин исходя из равного объема залежи, характеризуемого каждой скважиной. Достижение этого предусматривается сгущением сетки скважин в зонах максимальных мощностей нефтегазосодержащих пород. Из аналогичного принципа предлагается исходить при разведке многозалежных месторождений [1] и залежей, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа [3].
Это положение нами было проанализировано для условий Западной Сибири с целью выяснения влияния размещения скважин на точность определения параметров и подсчета запасов.
Для таких параметров, как пористость, нефтегазонасыщенность, пластовое давление, это требование действительно правомерно, так как одна и та же относительная ошибка оценки этих параметров в двух скважинах, в одной из которых мощность коллекторов 5 м, а в другой 100 м, совершенно определенно повлияет на точность подсчета запасов. Причем влияние сводовой скважины с большей мощностью будет намного больше, чем крыльевой. Но то же самое нельзя сказать о таком параметре, как мощность коллекторов, поскольку ошибка определения мощности на 1 м на своде и на крыле на точность подсчета запасов повлияет совершенно одинаково. Более того, из-за специфики строения массивных залежей ошибка определения мощности на крыле повлечет за собою ошибку определения площади, что практически исключено на своде, т. е. ошибка определения объема по периферийной части будет выше, чем по сводовой. Нужно иметь в виду также и то обстоятельство, что площадь периферийной части залежи, как правило, больше площади сводовой.
Рассмотрим правомерность высказанного положения на примере гипотетической залежи. Для простоты на рисунке приведены профильные разрезы, а не объемное изображение залежи, и показан наиболее часто встречающийся вариант (а), когда скважина-первооткрывательница находится в пределах сводовой части залежи. Допустим, что структурная основа, на которой ведется разведка залежи, построена с точностью ±DН при Кпес=1, точность определения продуктивной мощности будет также DН. При наиболее простом варианте ошибка определения мощности возрастает от скважины-первооткрывательницы до контура нефтегазоносности от нуля до DН. С учетом возможной ошибки получим три поверхности: H - истинная поверхность залежи; HI - поверхность, построенная с учетом завышающей ошибки и HII - то же, занижающей ошибки. Расчеты показывают, что для сводовой части ошибка определения объема всей залежи составляет ±2,4 %, для периферийной- от +8,4 до -7,3 % (табл. 1).
Возможен и другой вариант, когда скважина-первооткрывательница находится на периферии и надо изучить свод и другое крыло (см. рисунок, б). При этом, естественно, наибольшая ошибка определения мощности возможна на противоположном крыле, а свод будет по величине ошибки занимать промежуточное положение. Расчеты по этому варианту показывают, что ошибка определения объема в центре несколько меньше - от +4,2 до -2,4 %, по периферии же от +6,8 до -5,5 %. При большей площади периферийной части абсолютная ошибка для нее будет еще выше.
Не исключается также и случайное распределение ошибки в мощностях коллекторов по площади. Тогда абсолютная ошибка определения объема будет выше для периферийной части залежи, поскольку, как уже отмечалось, площадь ее больше площади сводовой части.
Таким образом, методика размещения поисково-разведочных скважин строго пропорционально объему нефтегазосодержащих пород не обеспечивает одинаковую точность определения объема по всей площади залежи.
Сказанное можно проиллюстрировать на примере сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения, поскольку по этой залежи несколько раз производился подсчет запасов с обоснованием всех параметров при различной степени изученности. Таким образом, здесь можно установить влияние плотности сетки скважин на точность определения отдельных параметров и запасов в сводовой и периферийной частях залежи.
Ямбургское месторождение находится на восточном берегу Обской губы в 60 км севернее Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Продуктивны пески, алевриты, слабосцементированные песчаники и алевролиты сеноманского возраста. Более 3/4 общей мощности сеноманских пород представлены коллекторами. Глины и уплотненные алевролиты характеризуются невыдержанностью по площади и в большинстве случаев представляют собой линзы различного размера в общей; массе продуктивных пород. В связи с этим проницаемые породы сеноманской залежи Ямбургского месторождения, как и других аналогичных залежей, составляют единую газогид- родинамическую систему.
Параметры, характеризующие коллекторские свойства сеноманских отложений Ямбургского месторождения, пористость 27-35 %; проницаемость по керновым данным от миллионных долей до 3-4*10-3 мкм2, в среднем около 0,7-10-3 мкм2. Газонасыщенность меняется по высоте залежи и зависит от коллекторских свойств пород. Так, чистые песчаники в сводовой части характеризуются газонасыщенностью около 85-90 %. Те же породы вблизи ГНК содержат 70-75 % газа. Степень газонасыщенности ухудшенных коллекторов (алевролитов и глинистых песчаников) в сводовой части составляет около 60%, вблизи ГНК - менее 50 %.
Как и в других залежах газа сеноманских отложений севера Тюменской области, на Ямбургском месторождении установлен незначительный наклон газоводяного контакта залежи с юго-запада на северо-восток. На Харвутинской площади, расположенной на юго-западном окончании залежи, ГВК отбивается на отметке -1158, а на северо-востоке Ямбургского месторождения на отметке -1173 м, т. е. общий перепад на расстоянии 160 км составляет около 15 м, или менее 0,1 м на 1 км.
Для изучения влияния системы размещения скважин на точность определения запасов в различных ее частях выполнено сопоставление средних значений параметров в центре и на периферии при разной степени изученности. По Ямбургскому месторождению имеются обобщенные материалы (1973, 1976 и 1983 гг.), однако первые две работы принципиально друг от друга не отличаются, так как количество информации примерно одинаково, соответственно по 21 и 29 скважинам. В отчете 1983 г. использованы материалы 67 скважин, поэтому сопоставление выполнено по состоянию изученности объекта на 1976 и 1983 гг. Рассматривались отметка кровли пласта, мощность коллекторов, пористость, газонасыщенность.
Ошибка абсолютной отметки кровли пласта, найденная путем сопоставления расчетных значений, определенных по материалам отчета 1976 г., с фактическими данными по скважинам, пробуренным в 1976-1983 гг., колеблется от +52 до -23 м, составляя в среднем +2,7 м, т. е. по фактическим данным кровля сеноманских отложений в среднем на 2,7 м выше, чем это предполагалось по редкой сетке скважин. Нужно отметить, что ошибка по периферийной части залежи (+ 3,4 м) выше, чем по центральной (+ 2,4 м).
Наиболее показательно сопоставление подсчетных параметров, определенных в центральной и периферийной частях при различном уровне изученности залежи. В табл. 2 приведены результаты этих расчетов. Для наглядности и лучшей сопоставимости между собой средние значения различных параметров и ошибки их определения приведены в процентах к среднему значению соответствующего параметра по залежей в целом. Для исключения субъективности средняя мощность определялась не по картам газонасыщенных мощностей, а как среднеарифметическая величина. Пористость рассчитывалась как средневзвешенная по мощности, а газонасыщенность - взвешенная по «мощности» порогового пространства.
Из табл. 2 видно, что в сводовой части по редкой сетке скважин значения трех анализируемых параметров оказались ниже истинных, за которые в анализе приняты результаты обобщения всех имеющихся материалов. Причем наибольшая ошибка была допущена в определении пористости (4,7 %) и газонасыщенности (2,7 %). Средние мощности, определенные на две анализируемые даты, практически не различаются (0,55%).
Совершенно иная картина наблюдается в периферийной части залежи. Искажение запасов залежи из-за ошибок определения пористости и газонасыщенности невелико, соответственно -0,8 и +0,7%. Ошибка определения объема всей залежи за счет мощности по редкой сетке составила 6,15%.
Такое распределение ошибок определения мощности закономерно. В центральной части, охарактеризованной редкой сеткой скважин, грубые ошибки определения высотных положений кровли пласта (а следовательно, и мощности газонасыщенных пород) невозможны. Иное дело в приконтурных зонах, где скважинами охарактеризованы только участки, прилегающие к центральной части, за контуром же, как правило, скважин нет. В этих условиях, естественно, вероятность ошибки определения высотного положения кровли продуктивного горизонта существенно выше.
А вес ошибок таких параметров, как пористость и газонасыщенность, больше в центральной части массивной залежи, так как они относятся к значительно большей мощности, чем на периферии. В нашем случае мощность газосодержащих пород на своде превышает мощность краевых зон почти в 3 раза.
Известно, что точность определения глубин сеноманских отложений на севере Тюменской области по сейсмическим картам в среднем составляет ±15 м. Тогда ошибка определения эффективной нефтегазонасыщенной мощности будет в среднем 10 м (кпес для сеномана составляет около 0,65-0,7). Относительная величина ошибки определения мощности для высокоамплитудных залежей типа Заполярной, Уренгойской, Ямбургской достигнет 15-20 %, а для таких пологих структур, как Восточно-Таркосалинская- 50%. Пористость же пород сеномана севера Тюменской области в целом довольно стабильна и относительные ошибки определения этого параметра нигде не превышают ±10 %. Примерно такие же ошибки возможны и при определении коэффициента нефтегазонасыщенности. Другие параметры, входящие в формулу подсчета запасов, характеризуются еще большей стабильностью. Так, пластовое давление, коэффициент сверхсжимаемости, температурная поправка, входящие в формулу подсчета запасов газа для сеноманских отложений севера Тюменской области, определяются с ошибкой не превышающей единицы процентов. Аналогично для нефти - плотность нефти и пересчетный коэффициент обычно характеризуются высокой стабильностью и двух-трех анализов достаточно для оценки параметра с минимальной ошибкой.
Таким образом, доля ошибки в определении мощности в суммарной ошибке оценки запасов нефти и газа в массивных залежах равна или даже превышает долю всех остальных параметров, за исключением площади, точность определения которой для массивных залежей существенно зависит от точности определения глубины залегания кровли продуктивного горизонта.
Выполненные исследования убеждают в том, что при разведке массивных залежей в условиях Западной Сибири следует руководствоваться необходимостью обеспечения достаточной точности картирования структурной поверхности, что гарантирует точность определения таких важных подсчетных параметров, как мощность и площадь. Для решения этой задачи размещение скважин по площади должно быть равномерным. В то же время надо учитывать, что для обеспечения необходимой точности определения пористости, нефтегазонасыщенности и ряда других параметров требуется некоторое сгущение скважин в центральных частях массивных залежей, характеризующихся максимальными мощностями.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бриндзинский А.М., Габриэлянц Г.А., Саркисов В.А. Некоторые положения методики разведки многозалежных месторождений аппроксимируемых суммарным резервуаром в пределах этажа разведки. - Труды ВНИГНИ. М., 1977, вып. 201, с. 92-114.
2. Габриэлянц Г.А., Карпушин В.3., Пороскун В.И. Методика разведки массивных залежей нефти и газа. М., Недра, 1978.
3. Павлов М.Б., Дряхлова Г.И. Способы размещения разведочных скважин на моделях залежей пирамидального типа. - Труды ВИИГНИ. М., 1977, вып. 201, с. 44-58.
4. Пороскун В.И. Изучение геологической неоднородности природных резервуаров при разведке массивных залежей. - Труды ВНИГНИ. М., 1977, вып. 201, с. 33-43.
5. Пороскун В.И. Особенности применения неравномерной сетки скважин при разведке массивных залежей. - Труды ВНИГНИ. М. 1975, вып. 169, с. 37-40.
Поступила 10/XI 1983 г.
Таблица 1 Расчетные ошибки определения объема массивной залежи в центральной и периферийной частях
Вариант |
Поверхность |
Вся залежь |
Сводовая часть залежи |
Периферийная часть залежи |
||||||
объем |
отклонение от истинной величины в |
объем |
отклонение от истинной величины в |
объем |
отклонение от истинной величины в |
|||||
единицах объема |
% от объема всей залежи |
единицах объема |
% от объема всей залежи |
единицах объема |
% от объема всей залежи |
|||||
Iа |
Н |
380 |
0 |
|
276 |
0 |
|
104 |
0 |
|
|
HI |
421 |
+41 |
+ 10,8 |
285 |
+9 |
+2,4 |
136 |
+32 |
+8,5 |
|
HII |
343 |
-37 |
-9,7 |
267 |
-9 |
-2,4 |
76 |
-28 |
-7,3 |
Iб |
н |
380 |
0 |
|
276 |
0 |
|
104 |
0 |
|
|
HI |
422 |
+42 |
+11,0 |
292 |
+16 |
+4,2 |
130 |
+26 |
+6,8 |
|
HII |
350 |
-30 |
-7,9 |
267 |
-9 |
-2,4 |
83 |
-21 |
-5,5 |
Таблица 2 Влияние плотности сетки разведочных скважин на точность оценки параметров сеноманской залежи Ямбургского месторождения
Параметр |
Сводовая часть |
Периферийная часть |
||||
по скважинам, пробуренным до 1976 г. |
по всем скважинам |
влияние на точность определения запасов всей залежи |
по скважинам, пробуренным до 1976 г. |
по всем скважинам |
влияние на точность определения запасов всей залежи |
|
Мощность |
147,0 |
148,1 |
0,55 |
64,2 |
51,9 |
+6,15 |
Пористость |
96,5 |
99,7 |
-4,7 |
99,7 |
101,3 |
-0,8 |
Газонасыщенность |
98,9 |
100,7 |
-2,7 |
96,9 |
95,6 |
+0,7 |
Параметры и ошибки их определения приведены в процентах к среднему значению соответствующего параметра по залежи в целом.
Рисунок График распределения ошибок оценки мощности в своде и на периферии гипотетической залежи массивного типа при расположении скважины-первооткрывательницы на своде (а) и на крыле (б) структуры