К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:550.812 (571.1)

В.П. БАЛИН. P.И. МЕДВЕДСКИЙ, И.И. НЕСТЕРОВ(ЗапСибНИГНИ), A.M. БРЕХУНЦОВ, Ф.З. ХАФИЗОВ (Главтюменьгеология), В.К. ФЕДОРЦОВ (ЗапСибБурНИПИ)

Особенности разведки и освоения разнотипных залежей Западной Сибири

В Тюменской области к настоящему времени открыто большое число залежей нефти. Это позволяет установить не только черты их сходства, в частности приуроченность к терригенным коллекторам близкого минералогического состава, но и различия, выражающиеся в степени песчанистости, литологической неоднородности и фазовом состоянии содержащихся в них УВ, которые отражаются на способах разведки и разработки залежей.

Открытые и разведанные залежи условно можно разделить на семь различных типов: 1) приуроченные к однородным высокопроницаемым коллекторам, содержащим маловязкие недонасыщенные газом нефти; 2) относящиеся к неоднородным по проницаемости коллекторам с маловязкими нефтями, недонасыщенными газом; 3) нефтегазовые с нефтяной оторочкой или большой (>20 м) высотой нефтяной подушки; 4) подгазовые с тонкой нефтяной подушкой; 5) с пластовым давлением, близким к давлению насыщения; 6) нефтяные в уплотненных низкопроницаемых коллекторах; 7) высоковязких нефтей.

Наиболее простым является первый тип, к которому относятся залежи пласта БB8 Самотлорского, Аганского, Baтинского, БC1 Усть-Балыкского, Западно-Сургутского и других месторождений. Разведка таких залежей обычно осуществляется с высокой эффективностью при минимальном объеме специальных исследований. Главная трудность их разведки состоит в надежном определении границ (объема) залежи в то время как остальные параметры, необходимые для подсчета запасов и проектирования разработки, не требуют бурения дополнительных скважин.

Проектирование и реализация разработки залежей этого типа также не встречают затруднений, а добыча нефти осуществляется с высокой эффективностью. Особо необходимо отметить то обстоятельство, что для этих залежей несоблюдение отдельных проектных показателей, например не всегда своевременная компенсация отбора закачкой, отставание в разбуривании, превышение проектных дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин и т. п., не приводит к заметным отрицательным последствиям.

Иная ситуация складывается при освоении залежей второго типа, приуроченных к пластам, резко неоднородным по коллекторской характеристике, прежде всего по проницаемости. Ярким примером их являются пласты ЮК10 и ЮK11 Талинского месторождения. К сожалению, при их разведке и проектировании разработки в должной мере не была оценена роль маломощных высокопроницаемых (до 4–5 мкм2) пропластков, встречающихся в толще пласта, сложенного грубозернистыми песчаниками со средней проницаемостью до 0,2 мкм2, хотя отдельные образцы керна с кавернозной породой были исследованы. Этим обстоятельством можно оправдать стандартный подход к освоению, начавшийся с разбуривания северной части залежи. Разработка ее дала полную информацию об особенностях строения коллектора пластов ЮК10, ЮК11. Однако продолжающаяся до сих пор реализация первоначального проекта разработки без учета резкой неоднородности коллекторов по проницаемости не может быть оправдана. В результате такого подхода значительная часть залежей этого типа (до 32 %) уже разбурена, повсеместно допущен “кинжальный” прорыв воды от нагнетательных скважин к добывающим. При отборе по ним 4–5 % извлекаемых запасов средняя обводненность продукции превысила 20 % и продолжает прогрессировать.

Анализ профилей отдачи и приемистости более 200 скважин показал, что в основном работает нижняя часть пласта ЮК10, доля которой в общем дебите превышает 80 %. Происходит быстрое ее обводнение, тогда как верхняя пачка пласта вырабатывается очень слабо.

Необходимы серьезные научные исследования и опытные работы для исправления допущенных ошибок и спасения еще не разбуренной части залежи. Временная задержка разбуривания Taлинского месторождения оправдывается тем, что в аналогичных отложениях ожидается открытие залежей в пределах Фроловской и Среднеобской НГО и приобретенный опыт окажется полезным при их освоении.

Большие запасы нефти и газа сосредоточены в пределах Западной Сибири в нефтегазовых залежах с двухфазовым состоянием УВ. К таким относятся залежи пластов AB1, АВ2-3 Самотлорского, AC9-11 Лянторского, АС4-8 Федоровского, БB4, БB5, БВ6, БB82 Варьеганского, АС7-9 Яунлорского, БУ8, БУ10-11 Уренгойского месторождений и др. К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки залежей этого типа.

Успешно ведется разработка залежей Самотлорского, Лянторского месторождений. По пласту AB1 первого из них по состоянию на 1/1 1989 г. отобран 41 % начальных извлекаемых запасов, при этом темп годового отбора от текущих запасов 8,8 и практически не отличается от такого же показателя для чисто нефтяных залежей. Компенсация отбора закачкой достигает 200 %.

Примерно такие же результаты получены по пласту АВ2-3: суммарная добыча 46 %, темп годового отбора 6,5 при накопленной компенсации отбора жидкости закачкой 180.

По указанным объектам результативность мероприятий по освоению нефтегазовых залежей можно отнести на счет большой высоты нефтяной части (более 70 м) и эффективного экранирования нефтенасыщенной части пласта от газонасыщенной барьерным заводнением. Относительно хорошие результаты получены и по Лянторскому месторождению. Хотя высота нефтяной части по пласту AC9-11 не превышает 15– 25 м, благоприятно сказывается наличие глинистых пропластков, отделяющих газовую шапку. Месторождение разрабатывается с 1978 г., пробурено свыше 2000 скважин, в том числе эксплуатационных > 1500, нагнетательных >500. Компенсация отбора закачкой превысила 230 %. На начало 1988 г. из пласта АС9-11 отобрано 10 % запасов, темп годового отбора составляет 2,4 и имеет тенденцию к росту. Необходимо отметить, что разработка Лянторского месторождения также сопровождается определенными трудностями как геологического, так и технологического характера. Они состоят в наличии больших по площади (до 90 %) подгазовых водоплавающих зон, небольшой нефтенасыщенной толщины пластов, в допущенном в течение ряда лет снижении пластового давления (до 16– 17 МПа) в зонах с недостаточным объемом заводнения из-за неравномерного ввода нагнетательных скважин, а также позднего внедрения компрессорного газлифта. Однако целенаправленная работа с фондом скважин позволила в настоящее время перекрыть многие проектные показатели (на 1/1 1985 г.– 7,3 % бездействущих скважин, на 1/I 1989 г.–3,5).

Несмотря на такие же геологические условия, по ряду залежей выработка запасов идет неудовлетворительно. Залежи пластов AC7-8 Яунлорского месторождения имеют много общего с аналогичными залежами Лянторского, но есть и отличия. Результаты семи лет разработки залежей Яунлорского месторождения показывают, что по пласту AC7-8 к 1988 г. отобрано 5,4 % начальных извлекаемых запасов, при этом годовой отбор нефти упал до 1,3, а обводненность продукции достигла 39.

Серьезное внимание необходимо проявить при проектировании и разработке нефтяных оторочек Уренгойского месторождения, ОПЭ которых начата в 1987 г. Здесь, кроме традиционных проблем, необходимо предусмотреть комплекс мероприятий по ликвидации парафиновых и гидратных пробок. По этой причине в 1988 г. треть скважин находилась в бездействии. Поддержание давления в оторочках предусмотрено проектом лишь в 1990 г.

При разработке залежей с двухфазовым состоянием УВ необходимо уделить большое внимание техническому состоянию скважин и способам их эксплуатации. Для предупреждения заколонных перетоков газа крепление ствола скважины должно быть высокого качества. Для достижения этой цели необходимо применять заколонные цементированные пакеры, специальные тампонажные цементы и конструкции скважин. Однако состояние цементного кольца за колонной на некоторых месторождениях не отвечает необходимым требованиям. Так, на Лянторском месторождении в 27 из 117 скважин обнаружена заколонная циркуляция. Не лучше ситуация и на Яунлорском месторождении. В то же время методы лечения цементного камня не отрабатываются. Отсутствие заколонных пакеров пытаются скомпенсировать за счет ограничения площади чисто нефтяных зон в зависимости от толщины глинистой перемычки. В проектах предельная толщина перемычек принимается равной 2–3 м, хотя при наличии заколонного пакера достаточно ограничиться 0,5 м.

При использовании насосных способов добычи нефти стандартное скважинное оборудование должно комплектоваться газовыми якорями, внутрискважинными сепараторами и диспергаторами. Внедрение их на скважинах отстает от требуемого уровня. Например, на Варьеганском месторождении скважины начали оснащаться газосепараторами и диспергаторами только на 12-й год с начала разработки.

Необходимость применения газозащитных устройств при использовании насосных способов подъема нефти особенно возрастает, когда пластовое давление вследствие отставания закачки воды или с самого начала разработки приближается к давлению насыщения. Последнее характерно для Варьеганского и других соседних с ним месторождений.

По Варьеганскому месторождению наиболее крупные нефтегазовые залежи приурочены к пластам БB4, БB5, БB6 и БВ82. В двух первых высота нефтяной части составляет 20–25 м, в двух последних – 60–70 м, т. е. близка к высоте нефтяной части пласта AB13 Самотлорского месторождения. Разработка залежей Варьеганского месторождения ведется не вполне благополучно, что послужило одной из причин невыполнения планов добычи по объединению Варьеганнефтегаз. Неудовлетворительное состояние разработки этих залежей объясняется отступлением от проекта в части выбора основного способа эксплуатации скважин (насосный вместо газлифтного) и продолжающейся некомпенсированностью отбора закачкой.

Заводнение месторождения начато с трехлетним разрывом от начала эксплуатации и проводилось замедленными темпами. Только в 1985 г. достигнута компенсация накопленного отбора жидкости закачкой во все категории нагнетательных скважин, в том числе законтурные. Однако если учесть, что давление в пласте падало не только за счет отбора жидкости, но и газа и закачка в скважины барьерных и законтурных рядов недостаточно эффективно влияла на давление в залежи, то накопленная компенсация не превысит 85 %, а по отдельным участкам еще ниже. Особо следует отметить крайнюю неравномерность отбора нефти и закачки воды. Это связано с тем, что проектные показатели по уровню добычи и закачки достигались при фактическом фонде скважин, вдвое и более меньшем проектного. Так, по пласту БB6 в 1982 г. по проекту намечалось 183 добывающие скважины, фактически пробурено 90. При этом средний дебит скважин соответственно 67 и 148 т/сут. Аналогичное положение с нагнетательными скважинами: проектная приемистость 310, а фактическая 792 м3 /сут. Такая же ситуация и за 1983 г.: дебит нефти соответственно 53 и 138,3 т/сут, приемистость нагнетательной скважины 230 и 852 м3/сут. Сходная картина по пластам БB7, БB82 и др. (таблица). Отставание компенсации отбора закачкой, с одной стороны, и резкая неравномерность отбора и закачки, с другой, привели к тому, что практически по всем пластам допущено существенное снижение пластового давления, вследствие чего на отдельных участках оно намного ниже давления насыщения.

В связи с тем что по большинству залежей Варьеганского месторождения давление насыщения близко к пластовому (рн= 17 мПа, pпл = 20-22 мПа), а вблизи ГНК практически равно пластовому, отсутствие своевременной и равномерной компенсации послужило причиной выделения газа из нефти в самом пласте и опережающего поступления его в скважины, т. е. повышенных газовых факторов или перехода скважин на газ. Все это привело к росту простаивающего и бездействующего фонда скважин, который в целом по объединению Варьеганнефтегаз в 1985–1986 гг. составил 45 % общего фонда, причем на Варьеганском месторождении простаивало более трети скважин, на Тагринском – около половины. Все это стало возможным из-за того, что нефтегазовые залежи и залежи с высоким давлением насыщения по существу разрабатываются так же, как и чисто нефтяные с низкими давлениями насыщения. Единственно, что предпринимается, так это попытка экранирования газа от нефти путем барьерного заводнения, что также выполняется недостаточно эффективно. Во всем остальном (отставание компенсации отбора закачкой, форсированные отбор и закачка, допущение снижения пластового давления ниже давления насыщения и т. д.) нефтегазовые залежи разрабатываются точно так же, как и чисто нефтяные. Если для последних снижение пластового давления на 5–6 и даже 10 МПа не приведет к отрицательным последствиям, то для залежей с высоким давлением насыщения и нефтегазовых такие действия влекут за собой серьезные последствия, исправить которые очень трудно, а иногда и невозможно. Именно это и наблюдается на Варьеганском, Тагринском, Яунлорском месторождениях.

По мере накопления дополнительных фактов выясняется, что в залежах с высоким давлением насыщения, близким к пластовому, контактный слой нефти, примыкающий к ГНК, имеет намного большую толщину (до нескольких десятков метров), чем известная переходная зона на обычных нефтегазовых месторождениях. Толщина последней не превышает 0,2–0,3 м. При небольшой депрессии приток из контактного слоя характеризуется высокими и устойчивыми газовыми факторами, в то время как измерения многозондовым нейтронным методом (в том числе и временные замеры), высокочастотной акустикой не отмечают наличие газа в прискважинной зоне. Воздействие таким сильным физическим полем, как низкочастотная акустика, в ряде случаев приводит к разделению жидкой и газовой фаз, что по эффекту сопоставимо с расформированием зоны проникновения фильтрата бурового раствора. По мнению некоторых исследователей, контактный слой представляет собой гетерогенную систему, в которой дисперсионной фазой является жидкость, дисперсной средой – газ. Имеются и другие представления, согласно которым контактный слой образовался в результате расслоения нефти при насыщении ее газом высокого давления на фазы, отличающиеся составом компонентов. При этом тяжелые компоненты оттесняются в нижний слой, тогда как флюид в верхнем слое находится на границе фазового равновесия. Небольшое снижение давления переводит его в газ, благодаря чему быстро формируется газовая шапка или уже имеющаяся расширяется за пределы, установленные на этапе разведки. Факты появления новых или расширения имеющихся газовых шапок обнаружены на Яунлорском, Тагринском месторождениях, в залежах пласта Ю1 Бахиловского, Верхнеколикьеганского, Новогоднего месторождений.

Разработка таких залежей традиционными методами, ориентированными на извлечение жидких УВ, видимо, окажется неэффективной. Это связано с тем, что в таких системах нефть и газ близки по экономической значимости и в них нет основного и попутного продуктов добычи. Только совместная добыча и нефти, и газа с применением специальных способов эксплуатации может дать необходимый эффект. Однако такие способы пока не применяются.

В последнее время в сводовых частях структур на ряде месторождений открыты многочисленные мелкие залежи, расположенные друг над другом, практически без водоносных пластов между нефтегазонасыщенными. Число таких залежей достигает 30–40, и нередко вся толща от юры до сеномана оказывается продуктивной. Часто эти залежи двухфазовые, причем высота как нефтяной, так и газовой частей в целом невелика (10–15, реже до 25 м). Подобные залежи обнаружены на Ваньеганском, Комсомольском, Барсуковском, Верхнеколикьеганском и других месторождениях. Особенности их строения и взаимного расположения должны учитываться как при разведке, так и разработке. Сейчас уже с уверенностью можно сказать, что для них совершенно неприменима методика разведки, используемая при изучении обычных однофазовых залежей. При их разведке организациями Главтюменьгеологии допущены значительные упущения, из-за чего большинство из них оказалось весьма слабо или практически не изученными. Прежде всего, большой диапазон продуктивного разреза (до 1000 м и более) требует соответствующей освещенности керном. Однако отбор керна в таком объеме непривычен с позиций разведки обычных залежей и он осуществляется выборочно. Если в первых двух-трех скважинах не обеспечен необходимый отбор керна, то следующей скважины в пределах контура может и не быть, так как размеры их, как уже отмечалось, весьма ограничены. Возникает также проблема с испытанием продуктивных пластов: часто на одну скважину приходится до 20–30 объектов, что, естественно, не способствует качественному испытанию. Близость давления насыщения к пластовому осложняет процесс исследования скважин и приводит к получению искаженной информации о характере пластовых флюидов, вплоть до получения притоков газа из нефтенасыщенных интервалов. В отличие от нефтегазовых залежей с большой высотой нефтяной части, где выделение газа начинается после сравнительно длительного срока эксплуатации, по описываемым залежам разгазирование может происходить уже при испытании разведочных скважин: по данным повторных замеров нейтронными методами пласт содержит жидкие УВ, а при бурении получается газ. Этот опыт свидетельствует о том, что разведка таких залежей должна опираться на новые концепции, разработка которых, к сожалению, не поспевает за требованиями практики, и она вынуждена обходиться традиционными методами.

Необходимо уже сейчас вплотную заняться созданием оптимальных способов освоения подобных залежей, поскольку в них сосредоточены огромные ресурсы нефти, газа и конденсата.

По мере повышения степени освоения потенциальных ресурсов Западно-Сибирской НГП здесь, как и в других регионах, возрастает роль залежей с низкопроницаемыми уплотненными коллекторами. Таковыми являются залежи в тюменской свите (нижняя – средняя юра) и ачимовской пачке (нижний валанжин–берриас). В структуре запасов нефти промышленных категорий Главтюменьгеологии доля тюменской свиты составляет 19 %, ачимовской пачки – 6, т. е. четверть разведанных запасов области приурочены к низкопроницаемым коллекторам. Кроме того, к ним относятся также открытые в последнее время некоторые залежи валанжин-готеривского возраста. Так, крупные залежи Приобского и Приразломного месторождений, приуроченные к пластам АС10-12 и БС4-5, в значительной своей части характеризуются невысокими дебитами скважин и только в редких скважинах он превышает 50–100 т/сут. Освоение таких запасов, естественно, требует особого подхода. Прежде всего, нужно отметить, что на подобных объектах нельзя обеспечить темпы отбора (до 10–20 % от текущих запасов), свойственные высокопродуктивным пластам типа БB8 Нижневартовского свода, а это означает, что для достижения необходимых уровней добычи потребуется резко увеличить на них объемы эксплуатационного бурения. Необходимо также экспериментально и в опытно-промышленных масштабах выработать методы повышения производительности скважин. Вопросы эти, к сожалению, не решены и им уделяется недостаточно внимания.

Чрезвычайно ценными свойствами обладают высоковязкие нефти сеноманских отложений, промышленные залежи в которых установлены на Русском, Ваньеганском, Северо-Комсомольском, Тазовском, Ай-Яунском месторождениях. Промышленные запасы высоковязких нефтей составляют около 9 % запасов разведуемых месторождений Главтюменьгеологии. Освоение этих запасов сопряжено с комплексом проблем. Во-первых, это высокая вязкость нефтей в пластовых условиях, в сотни раз превышающая вязкость пластовых вод, что затрудняет процесс вытеснения нефти водой. Во-вторых, все известные сеноманские залежи нефти, за исключением Ай-Яунской, содержат газовые шапки, а высота нефтяной части составляет 15–25 м и только на Русском месторождении достигает 60–70. В-третьих, им свойственны низкие пластовые давления (7–12 МПа) и температуры (10–20 °C). В-четвертых, сеноманские пески и песчаники, к которым приурочены указанные залежи, весьма слабо сцементированы и подвержены разрушению в процессе эксплуатации. Все это создает серьезные проблемы для эффективного освоения приуроченных к ним запасов.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что из выделенных по особенностям освоения семи типов залежей только для одного (первого) применяемые методы разработки соответствуют фактическим характеристикам пластов и залежей. Частично можно считать решенными вопросы разработки нефтегазовых залежей с большой высотой нефтяной части и приуроченных к однородным пластам (третий тип). По всем остальным типам залежей проблем в освоении значительно больше, чем идей и новых технических решений. К сожалению, многочисленные коллективы НИИ Главтюменнефтегаза не проводят даже теоретических исследований по многим актуальным вопросам освоения ресурсов сложных залежей, не говоря уже об опытно-промышленных работах. Исследователи заняты проектированием разработки новых месторождений, в основном традиционными методами, применимыми для простых однородных пластов, а также многократными пересчетами уровней добычи.

По предварительным данным, в 1989–1990 гг. Главтюменнефтегаз планирует пересчитать запасы более 30 месторождений. Это огромная работа большей частью направлена на подтягивание геологических особенностей месторождений под отжившие свой век технические и технологические решения, а не на создание новых, пригодных для усложнившихся природных условий. Объективные данные свидетельствуют о том, что трудности в планировании и обеспечении необходимых уровней добычи связаны не с отсутствием запасов нефти, как это стараются представить многие специалисты добывающей отрасли, а с недостатком новых идей, новых технических решений и необходимого оборудования.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта БB82 Варьеганского месторождения

Показатели

1982 г.

1983г.

1984 г.

1985г.

1986г.

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

Добыча нефти, тыс. т/год

3700

2910

3700

4109

3700

5184

3700

5655

6023

5583

Накопленная добыча нефти, тыс. т

14004

9292

17704

13402

21 404

18590

25 104

24246

30276

29834

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

3,4

2,7

3,4

3,8

3,4

4,8

5,3

5,6

 

5,15

Обводненность среднегодовая, %

15,0

14,7

16,0

15,1

22,0

15,4

30,0

19,8

25,2

220

Добыча жидкости, всего, тыс. т/год

4353

3413

4404

4842

4743

6126

5286

7051

8053

7167

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

15233

10403

19632

15245

24375

21 374

29661

28425

45766

35893

Закачка воды, тыс. м3/год

8300

6872

8400

11 152

8800

13471

9400

14 123

16551

16814

Фонд добывающих скважин на конец года, шт.

219

81/68*

244

95/82

244

132/103

238

158/120

158/150

166/144

Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.

70

32/29*

82

45/44

86

53/48

86

55/52

88/86

74/58

Средний дебит 1 скважины, т/сут.:

                   

по нефти

56

131,2

47

151,2

46

171,5

46

154,7

144,2

130,8

по жидкости

65

154,0

56

178,2

60

202,6

66

192,9

192,8

167,7

Средняя приемистость нагнетательной скважины,м3 /сут.

360

872

315

924

310

915

330

981

600

972

*В числителе общий фонд, в знаменателе действующий фонд.