vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
удалиться из уплотненного участка и частично остается в нем в виде неизвлекаемого «целика».
А - низкий темп добычи нефти; Б - высокий темп добычи нефти.
Слишком быстрый темп разработки залежи, характеризующийся изменчивыми коллекторскими свойствами, может привести к оттеснению нефти менее вязкими флюидами - водой или газом - и к преждевременному прорыву их в скважины [35].
Образовавшиеся «языки» обводнения или загазованности бывает очень трудно ликвидировать, в связи с чем на участках пластов с пониженной проницаемостью нередко остаются значительные количества нефти в виде неизвлекаемых «целиков» и «островков». Это явление частично объясняется нарушением равновесия флюидов в капиллярных порах. В условиях равновесия, когда разработка залежи только начинается, тонкозернистые и слабопроницаемые песчаники содержат значительно больший процент воды, чем грубозернистые породы. В случае интенсивного отбора нефти из залежи водо-нефтяной контакт перемещается вверх быстрее, чем удаляется нефть из тонкозернистых песков. Равновесие флюидов нарушается, и вода,
поступающая в поры тонкозернистых пород по мере удаления из них нефти (это явление называется пропитыванием), движется так медленно, что водонефтяной контакт поднимается вверх по падению пласта, оставляя часть нефти неизвлеченной из линз слабопроницаемых пород [36] (фиг. 10-22). В лабораторных условиях это явление изучалось на образцах керна иефтенасыщенных аргиллитов или алевритов формации Спраберри в западном Техасе, помещенных в сосуд с водой [37]. В течение нескольких часов капельки нефти высачивались на поверхность образца по мере того,
как он заполнялся водой, вытеснявшей эту нефть.
Явления, связанные с разработкой залежи
В этом разделе рассматриваются только немногие из явлений, с которыми приходится сталкиваться геологу-нефтянику в процессе разработки залежи. Автор ставил своей задачей дать не полный обзор всех геологических проблем, имеющих отношение к сфере разработки месторождения, а лишь некоторых основных проблем,
представляющих общий интерес.
Максимально эффективный темп добычи
Максимально эффективным называется такой темп добычи (норма отбора нефти и газа из скважины или залежи), который обеспечивает наибольшую конечную нефтеили газоотдачу. Иногда в этом же смысле употребляется термин максимальная
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
рентабельная добыча - наибольшее количество нефти, которое можно извлечь из пласта при разработке залежи без потерь, вызванных нерациональным использованием пластовой энергии. В случае водонапорного режима максимально эффективный темп добычи должен предотвратить неравномерное продвижение законтурной воды и образование неизвлекаемых целиков нефти в слабопроницаемых зонах пласта. Характер разработки залежи на этом режиме определяется темпом ее заводнения, как естественного, так и искусственного, и газовым фактором, который поддерживается на минимальном уровне [38]. Величина максимально эффективного темпа добычи определяется как «наиболее высокий уровень ежесуточного отбора нефти в течение 6 месяцев, не сказывающихся отрицательно на максимально возможной конечной нефтеотдаче» [39]. Она может быть определена только после некоторого периода разработки залежи, когда количество извлеченных флюидов окажется достаточным для установления вида пластовой энергии и величины дебита скважин, обеспечивающего минимальное уменьшение добычи на единицу снижения пластового давления.
Максимально эффективный темп добычи нефти обычно колеблется от 3 до 8%
извлекаемых запасов в год при общем сроке разработки залежи 12-33 года. Например,
извлекаемые запасы нефти США обеспечивают нынешний темп ежегодной добычи на
12-15 лет, что соответствует норме ежегодного отбора 6,5-8% от общей суммы запасов. Но для многих залежей в США максимально эффективной годовой нормой отбора являются 5-6°о от их извлекаемых запасов. Координирующие правительственные органы иногда используют термин максимально допустимый темп отбора, представляющий собой комбинацию максимально эффективного темпа разработки залежи и условий сбыта или транспортировки нефти.
¹В советской литературе эти вопросы довольно полно освещены в работе: М.И. Максимов, Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - «Недра», М., 1965.
- Прим. ред.
Коэффициент продуктивности
Промысловая характеристика залежи обычно выражается коэффициентом продуктивности скважин - отношением суточного дебита скважины к перепаду давлений (разнице между пластовым давлением и забойным давлением работающей скважины), при котором получен данный дебит [40]. Удельный коэффициент продуктивности рассчитывается не на скважину, а на единицу площади продуктивного пласта. Величина коэффициента продуктивности каждой конкретной скважины зависит от ряда факторов: проницаемости пласта, запасов нефти и газа и
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
коэффициента нефтегазонасыщенности, темпа добычи, характера предыдущей разработки залежи, в особенности степени ее истощения. Обычно со временем коэффициент продуктивности снижается главным образом вследствие снижения пластового давления, а также в результате увеличения вязкости нефти и ограничен-
ности ее передвижений из-за выделения из нее растворенного газа.
Уравнение материального баланса
Характер разработки залежи может быть определен заранее с помощью
уравнения материального баланса, учитывающего такие переменные факторы, как объемы пластовых флюидов, пластовые давления и температуры, сжимаемость,
товарные объемы нефти и газа и степень продвижения воды в залежь. Правильнее было бы сказать, что это целый комплекс уравнений [41], с помощью которого инженер-промысловик может рассчитать объемы нефти, газа и законтурной воды в пласте и предсказать характер и величины изменений этих объемов в будущем. Но их рассмотрение выходит за рамки данной книги. Следует лишь твердо помнить, что нефтегазоносный пласт характеризуется многими взаимосвязанными переменными факторами и что изменение одного из них может оказаться закономерной причиной изменения других факторов. Точность прогнозирования таких изменений зависит от точности используемых данных при решении уравнений с различными переменными.
На основе данных о предшествующей разработке залежи можно сделать достаточно объективные количественные или полуколичественные прогнозы относительно поведения этой залежи в будущем.
Знание физических законов, на которых основано уравнение материального баланса, позволяет производить переоценку некоторых представлений, сложившихся в начальный период разработки залежи. Например, если пластовое давление в процессе разработки снижается медленнее, чем предполагалось по предварительным расчетам, то это свидетельствует о каком-то дополнительном источнике питания пласта. Так, на месторождении Мара в западной Венесуэле характер добычи нефти из продуктивного пласта в меловых отложениях не соответствовал уравнению материального баланса. Исследования показали, что эта залежь дополнительно подпитывалась из залежи в фундаменте (см. стр. 125 и фиг. 6-31). Если обнаруживается, что в какой-то части залежи пластовое давление и дебиты скважин поддерживаются на высоком уровне, несмотря на их общее снижение на всей остальной площади залежи, то это может служрггь указанием на возможность существования еще не разведанных участков месторождения и, таким образом,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
привести к открытию новых значительных запасов нефти [42].
Сверхвысокопродуктивные скважины
В литературе описаны многочисленные скважины с необычно высокой продуктивностью. Такие скважины представляют большой интерес с точки зрения изучения тех подземных сил, которые обусловливают эту высокую продуктивность. В настоящее время, правда, когда осуществляется строгий контроль за работой скважин и применяются новейшие методы добычи, таких «выдающихся» скважин стало значительно меньше, чем раньше, когда скважины работали открытым фонтаном до их полного истощения¹. Примеры таких скважин описываются ниже. Характерным в ряде случаев является небольшая глубина залегания продуктивных горизонтов.
Скважина Петролеа № 200, расположенная вблизи крупного выхода нефти на месторождении Норт-Дом-Петролеа в Колумбии (см. карту на стр. 597), выбрасывала свыше 5000 баррелей нефти за 10 часов с глубины всего 100 футов, пока ее не удалось закрыть и прекратить открытое фонтанирование [43].
Знаменитая скважина Портреро-дель-Льяно № 4 на месторождении Голден-
Лейн, Мексика, непрерывно фонтанировала с 1910 г. до 1 мая 1949 г. и выбросила за это время свыше 115 160 000 баррелей нефти [44]. Эта скважина была введена в
эксплуатацию с начальным дебитом около 100 000 баррелей в сутки, но затем вышла из-под контроля и выбросила около 2 000 000 баррелей. Большая часть этой нефти была потеряна. Скважина № 4 компании «Агуила», также на Голден-Лейн, открыто фонтанировала в течение двух месяцев, начиная с 27 декабря 1910 г. Когда фонтан в конце концов был закрыт и скважина введена в эксплуатацию, дебит ее оказался равным 100 000-110 000 баррелей в сутки. К концу 1933 г. суммарная добыча из этой скважины, исключая потери при открытом фонтанировании, составила 93 000 000
баррелей.
На месторождении Пинчер-Крик в Альберте, Канада, скважина № 1,
пробуренная летом 1953 г., фонтанировала газом из миссисипских известняков, залегающих на глубине 11 971-12 415 футов с дебитом 168 млн. куб. футов в сутки газа и свыше 34 баррелей конденсата в сутки.
Скважина № 54 на Старогрозненском месторождении в Чечено-Ингушской АССР фонтанировала в течение 8 лет и за это время дала 1,5 млн. т нефти (около
10 720 000 баррелей) [45]. Скважина «Дружба» в Балаханы (Бакинский район) давала в 1875 г. до 400 тыс. пудов нефти в сутки (около 7 тыс. т в сутки) с глубины 175 м
(574 фута). Общее количество нефти, полученное из этой скважины за время