Открытые на территории Западной Сибири 140 нефтяных и нефтегазовых месторождений приурочены к Нижневартовскому и Сургутскому районам Среднего Приобья, Шаимскому — в Предуралье, к юго-восточным районам Западно-Сибирской низменности и к северным районам Западной Сибири.
Разрабатываемые месторождения расположены в трех нефтеносных районах — Шаимском, Сургутском и Нижневартовском и по строению могут быть разделены на два основных типа.
Шаимский тип включает залежи нефти, приуроченные к стратиграфическим и литологически-экранированным ловушкам, которые выклиниваются в присводовых частях локальных структур. В большинстве случаев это однопластовые месторождения, основной продуктивный объект которых — пласт базальных песчаников «П», залегающих на отложениях тюменской свиты или непосредственно на коре выветривания фундамента. Коллекторские свойства отдельных пачек пласта резко различаются.
Среднеприобский тип месторождений характеризуется в основном пластовыми сводовыми залежами. Месторождения содержат до 20 продуктивных пластов, сравнительно выдержанных по площади и разрезу. Проницаемость их 200-1000 мД (пласты БС1, БС2-3, БС5, БС6 Сургутского района, горизонт БВ8 Нижневартовского района). Исключение составляет регионально распространенный по всему Среднему Приобью горизонт Б10, характеризующийся сильной расчлененностью, прерывистостью, наличием зон замещения или полного выклинивания, невысокими коллекторскими свойствами (проницаемость 50-150 мД). Сложное строение имеют также горизонты группы «А» в пределах Нижневартовского и Сургутского сводов.
Для всех продуктивных пластов этой группы присущи обширные водонефтяные зоны, а для некоторых месторождений (например, Самотлорское, Варьеганское и Быстринское) — значительные размеры газовых шапок.
Нефти разрабатываемых месторождений Западной Сибири легкие (плотность 0,73-0,84 г/см3), парафинистые (1,8-4,5%), малосернистые (0,2-1,5%). Вязкость их в пластовых условиях колеблется от 0,5 до 6,5 сПз, газонасыщенность составляет 45-110 м3/т.
Исходя из особенностей геологического строения продуктивных горизонтов, климатических и природных условий Западной Сибири, совместными усилиями научных работников и производственников этого района и отрасли в целом были разработаны основные положения эксплуатации нефтяных месторождений, причем значительная их часть закреплена на Всесоюзном совещании в г. Альметьевске в 1973 г. При выработке этих положений прежде всего исходили из наиболее эффективных методов разработки месторождений, которые широко применяются и прошли практическую проверку в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Таким образом, был обобщен и широко использован опыт освоения месторождений Татарии, Башкирии, Куйбышевской области и др.
Вместе с тем разрабатывались и реализовались на практике новые решения, обусловленные спецификой местных условий и более интенсивным развитием нового нефтедобывающего района. Основные из них следующие:
1. Рациональное выделение эксплуатационных объектов
Эксплуатационные объекты для самостоятельной разработки по отдельной сетке скважин выделяют на основе тщательного изучения и анализа материалов по геологическому строению залежей, коллекторских свойств горизонтов, физико-химических свойств жидкостей и газа, энергетической характеристики пластов и т. д. В разделе геологического строения важно установить тип залежи, запасы, их плотность, толщину пласта.
Нецелесообразно в один эксплуатационный объект объединять два продуктивных горизонта, содержащих залежи: либо нефтяную и нефтегазовую, либо чисто нефтяную и нефтяную, подстилающуюся подошвенной водой и т. д. В самостоятельный объект разработки целесообразно включить продуктивный пласт или пропласток, запасы нефти которого обеспечивают такой уровень добычи, когда эксплуатация объекта экономически рентабельна.
В процессе выделения объектов следует учитывать продуктивность пластов. Так, при более высокой продуктивности в самостоятельный объект разработки может быть выделен пласт с меньшими удельными запасами нефти, чем при более низкой продуктивности. Разработка такого пласта обеспечивает необходимую рентабельность добычи нефти.
Нецелесообразно в один эксплуатационный объект включать несколько горизонтов, имеющих большие извлекаемые запасы нефти. Выделение пластов по их толщине в самостоятельный объект также зависит от продуктивности и конечных технико-экономических показателей. Как показали исследования, в условиях Западной Сибири в самостоятельный объект разработки можно выделить пласты с минимальной нефтенасыщенной толщиной около 4 м. Для нефтегазового или водоплавающего объекта минимальная толщина пласта возрастает.
Кроме того, не рекомендуется объединять в один эксплуатационный объект горизонты, по которым проницаемость различается в 2 раза и более; пластовое давление в одном горизонте значительно превышает давление в другом, где оно близко или равно давлению насыщения; вязкости нефтей различаются более чем в 4 раза; продуктивность одного горизонта в 2 раза и более выше продуктивности другого.
Таким образом, первое положение надо обобщенно формулировать так: максимально возможное разделение продуктивных горизонтов на самостоятельные эксплуатационные объекты для разработки их по самостоятельной сетке эксплуатационных и нагнетательных скважин. При этом, критерием для выделения горизонта или крупного пропластка внутри него в самостоятельный объект разработки являются технико-экономические показатели, характеризующие рентабельность добычи нефти.
Рассматриваемое положение позволяет эффективно разрабатывать объект, обеспечивая необходимые темпы его эксплуатации, не подвергать длительной консервации часть запасов нефти, что неизбежно при совместной эксплуатации, эффективно контролировать и регулировать разработку, в полной мере учитывать неоднородность и прерывистость пласта и получить максимальную конечную нефтеотдачу.
Данное положение сложилось на основе имеющегося опыта разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Так, на раннем этапе их освоения (примерно до 1970 г.) в один эксплуатационный объект, без учета рассмотренных критериев, были объединены, например, и эксплуатировались по одной сетке скважин пласты БС1, БС2-3 И БС4 Усть-Балыкского, БС1 БС2-З Западно-Сургутского, БС6 и БС5 Правдинского и других месторождений. Анализ результатов разработки показал, что такое объединение нецелесообразно в связи со значительно опережающим передвижением фронта воды по высокопродуктивным горизонтам.
Поэтому по месторождениям, по которым на первом этапе были приняты указанные решения, предложено и осуществляется на практике разделение эксплуатационных объектов в процессе их разработки. На новых месторождениях эксплуатационные объекты выделяют в соответствии с рассмотренным положением.
2. Использование блоковых систем разработки эксплуатационных объектов
Как правило, эксплуатационные объекты месторождений Западной Сибири значительно распространены по площади. Применение систем законтурного или внутриконтурного заводнения с выделением больших самостоятельных площадей разработки привело бы к значительной консервации запасов нефти по ним, к необходимости сложной нерациональной системы обустройства, снижению темпов освоения месторождений и значительному отставанию системы поддержания пластового давления.
Так, при использовании системы с законтурным заводнением необходимо с самого начала освоения вести обустройство на всей площади месторождения и строить большое число объектов. А для этого нужно с начала освоения либо затрачивать огромные средства, материальные и людские ресурсы, либо удлинять его сроки освоения.
Увеличение сроков освоения снижает темпы наращивания добычи нефти. Система поддержания пластового давления в виде законтурного заводнения по месторождению в целом или внутриконтурного с разрезанием месторождений на отдельные самостоятельные площади разработки также осваивается дольше.
При блоковых системах все эти недостатки исключаются. По вводимым в разработку блокам в минимальные сроки получают максимальную степень извлечения запасов нефти. Наращивание мощностей по добыче происходит равномерно и концентрированно с более высокими темпами, капитальные вложения быстрее и полнее себя окупают.
В пределах введенного блока можно быстрее получить более детальную информацию о свойствах пласта, его неоднородности, продуктивности и, тем самым, своевременно внести коррективы в технологическую схему разработки. Применение блоковых систем позволяет также значительно сократить сроки ввода новых месторождений в промышленную разработку. Однако в зависимости от геологического строения на небольших месторождениях невозможно внедрение блоковых систем и поэтому на них применяют различные системы внутриконтурного и даже законтурного заводнения или их сочетания.
Первые месторождения в Западной Сибири (Шаимская группа, Мегионское и Усть-Балыкское месторождения) вступили в разработку с законтурным заводнением. В последующем на Мегионском и Усть-Балыкском месторождениях от него пришлось отказаться из-за низкой эффективности и перейти полностью на внутриконтурное заводнение с дополнительными линиями разрезания и очагами заводнения.
3. Внедрение с начала разработки систем поддержания пластового давления с оптимальной шириной полосы блоков
На основании геологических условий, свойств пласта и насыщающих его жидкостей ширина полосы блоков должна быть такой, чтобы осуществлялось активное воздействие закачиваемой в нагнетательный ряд воды на внутренний ряд эксплуатационных скважин. Многочисленные исследования, расчеты и практический опыт показывают, что для условий Западной Сибири ширина полосы блока составляет 3-6 км. На ней размещено не более 3-5 рядов эксплуатационных скважин. Это положение полностью реализуется на всех новых месторождениях, введенных в разработку после 1970 г., таких как Самотлорское, Аганское, Федоровское, Мамонтовское и др.
4. Применение оптимальных плотностей сеток скважин
Исходя из более глубокого изучения строения новых и опыта разработки введенных в эксплуатацию месторождений, а также из результатов исследовательских работ примерно с 1970 г. начали применять оптимальные плотности сеток скважин. Исследования показали, что для месторождений Западной Сибири оптимальными являются более плотные сетки по сравнению с таковыми, применяемыми в начальной стадии разработки месторождений. В результате плотность сеток скважин для некоторых месторождений составила 20-36 га/скв.
5. Определение необходимого резервного фонда скважин для уплотнения их сеток в зависимости от запроектированной системы разработки, коллекторских свойств и неоднородности эксплуатационного объекта
Скважины резервного фонда бурят после основного не столько для уплотнения основной сетки, сколько для дополнительного расчленения пропластков внутри объекта и разбуривания новых зон, выявленных в процессе доразведки скважинами основного фонда. Резервный фонд скважин составляет около 15% основного фонда скважин, что и закреплено существующим регламентом.
6. Первоочередной ввод в бурение и разработку, как правило, наиболее тщательно разведанных и исследованных зон залежи
Это положение предполагает разбуривание залежи от более известного к менее известному. Причем, если имеется несколько эксплуатационных объектов как высокопродуктивных, так и средне- и низкопродуктивных, скважины бурят одновременно на все объекты с самого начала разработки.
7. Первоочередное разбуривание разрезающих и освоение рядов нагнетательных скважин для обеспечения ввода системы поддержания пластового давления через 1-2 года после начала разработки эксплуатационного объекта
Обычно в первую очередь бурят ряды нагнетательных скважин одного или нескольких блоков, затем — один, два или три ряда эксплуатационных скважин по обе стороны от нагнетательного.
Скважины нагнетательного ряда первоначально работают как эксплуатационные с максимально возможными дебитами. Под закачку эти скважины переводят через одну, что позволяет установить наиболее эффективную линию разрезания в блоке и тем самым обеспечить максимально возможный охват пласта заводнением по площади и его толщине.
Реализация этого положения на всех месторождениях Западной Сибири показала его высокую эффективность.
8. Бурение водонефтяных, газонефтяных и подгазовых зон после разбуривания основного фонда скважин чисто нефтяных зон
Эти зоны следует разбуривать либо равными, либо более плотными сетками скважин по сравнению с чисто нефтяными зонами. Как показали исследования, проведенные в СибНИИНП, для условий нефтяных месторождений Западной Сибири размещение скважин в водонефтяной зоне в среднем должно ограничиваться 4 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, а в газонефтяной — 6-8 м.
9. При обширных водонефтяных, газонефтяных и подгазовых зонах залежей необходимо отрезать их и разрабатывать самостоятельно с увязкой с основной чисто нефтяной зоной через разрезающий ряд нагнетательных скважин
Это положение, например, реализуется на Самотлорском месторождении. Так, по пласту А4-5 разрезание водонефтяной и чисто нефтяной зон залежи осуществляется кольцевым рядом нагнетательных скважин, расположенным примерно на линии внутреннего водонефтяного контура.
По пластам А2-3 и A1, имеющим обширные газовые шапки, запроектированы, бурят и осваивают ряды нагнетательных скважин, предназначенных для отрезания газонефтяной и подгазовой зон от чисто нефтяной. Причем, ряды нагнетательных скважин расположены вблизи внешнего газонефтяного контура при наличии подгазовых нефтяных зон и примерно посередине между внутренним и внешним газонефтяными контурами на участках при отсутствии зон.
10. Кустовой метод разбуривания всех месторождений
Этот метод позволяет бурить скважины с высокими скоростями, ликвидировать сезонность в буровых работах, значительно упростить обслуживание кустов скважин в суровых природных условиях и при высокой заболоченности, упростить системы сбора нефти, повысить их надежность, а также уровень автоматизации всего процесса добычи нефти и т. д.
Как правило, нагнетательные и эксплуатационные скважины группируют раздельно в самостоятельные кусты. Количество скважин в кустах зависит от многих факторов, основной из которых — число самостоятельных объектов разработки на месторождении. На практике число скважин в кусте может колебаться от 4 до 20 и более.
11. При нескольких самостоятельных эксплуатационных объектах на месторождении бурение всех сеток скважин увязывается между собой в плане
Одна сетка скважин смещена относительно другой на половину расстояния между рядами и между скважинами. Это позволяет максимально использовать фонд скважин, вышедших из эксплуатации по своему объекту.
12. Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи с минимальной разницей в сроках от начала разработки объекта с применением обычных методов, в частности заводнения
Такие методы, как облагораживание закачиваемой воды ПАВ, щелочью, кислотами и другими агентами, проектируют и начинают применять в соответствии с возможностями обеспечения этими агентами на Самотлорском, Западно-Сургутском, Трехозерном, Мамонтовском и других месторождениях, хотя использование этих агентов наиболее эффективно с самого начала разработки.
Запроектирована закачка сухого и обогащенного газов, а также водогазовых смесей в первую очередь на крупных участках Самотлорского и Вахского месторождений с начала их разработки. Ведется подготовка этих участков по обеспечению необходимым оборудованием и обустройству. В 1977-1978 гг. разработаны технологические схемы закачки водогазовых смесей в горизонты Самотлорского, Федоровского и Советско-Соснинского месторождений. Запроектирован крупный участок для проведения внутрипластового влажного горения на Русском месторождении, обустройство которого начато в 1976 г.
13. Применение механизированных способов эксплуатации при обводнении скважин на 30-50%, а в зонах, пластах или на месторождениях с ухудшенными код лекторскими свойствами и, следовательно, низкими дебитами — с самого начала разработки
Исследования и опыт показали, что в условиях Западной Сибири скважины с начальными дебитами ниже 20-25 т/сут должны переводиться на механизированный способ с начала их эксплуатации. Проектируются и применяются механизированные способы с помощью штанговых и электро-погружных насосов и газлифта. Наиболее удобный и эффективный в условиях севера и высокой заболоченности территории — газлифт, в больших масштабах внедренный на Правдинском месторождении.
14. На второй и последующих стадиях разработки создание очагов заводнения, дополнительных линий разрезания или надрезания, переход от многорядных линейных систем заводнения к системам с меньшим числом рядов, например от трех или пяти к однорядным, иногда к площадным с применением очаговых и избирательных систем
Новые очаги и линии заводнения формируются в результате бурения новых и выхода из эксплуатации старых скважин.
15. Выключение эксплуатационных скважин из работы при обводненности их на 95-98%
Вышедшие из эксплуатации скважины переводят в нагнетательные при необходимости создания дополнительных очагов заводнения или на эксплуатацию вышележащих горизонтов при многопластовом строении месторождения.
Сформулированные положения являются в какой-то мере общими и не исчерпывают всех вопросов, которые приходится решать при проектировании и анализе процесса разработки конкретного месторождения. Вместе с тем проектирование и практическое осуществление разработки месторождений Западной Сибири проводят с учетом изложенных положений.
УДК 622.276.1/4(571.1)
Н.К. Праведников
(СибНИИНП)
1979