Главная
Выбор и осуществление наиболее рациональных систем разработки нефтяных месторождений на базе установления режима каждой залежи месторождения в отдельности является главнейшей основой советской промысловой геологии нефти и газа.
Это совершенно понятно, поскольку успешное осуществление каждой из подобных систем приводит к максимальному извлечению нефти из продуктивных пластов-коллекторов, к чему, собственно, непосредственно и призвана советская промысловая геология нефти и газа. На базе этого стремления, как мы видели, она и зародилась на бакинских промыслах в начале текущего столетия, непрерывно и успешно совершенствуясь в дальнейшем.
Это положенно наиболее четкое выражение получило, с нашей точки зрения, в определении М.А. Ждановым и Л.А. Карцевым советской нефтепромысловой геологии как науки «о методах и способах изучения нефтяного месторождения но данным бурения и эксплуатации скважин и пластов с целью обеспечения максимального отбора нефти из недр».
Ранее мы доказали, что именно эта цель преследовалась М.В. Абрамовичем, когда он в 1925 г. впервые предложил наиболее рациональные для того времени системы разработки нефтяных месторождений (залежей) — сплошную и ползущую но простиранию крыла во всю его ширину.
До этого, в 1923 г., И.Н. Стрижов также пришел к выводу о необходимости производить разработку нефтяных залежей по определенной системе и считал, в противоположность М.В. Абрамовичу, что наиболее рациональна разработка ползущей с крыльев (от контура нефтеносности) на свод складки системой.
Ниже мы подробно остановимся на этой системе, подвергшейся тогда уничтожающей критике, а сейчас отметим, что грозненские геологи-нефтяники, как нам представляется, при выборе наиболее рациональной системы разработки, более углубленно, в сравнении с бакинскими геологами, исходили из изучения режима залежей.
Так, а 1925 г. Н.Т. Линдтроп выступил по этому вопросу со статьей: «Режим нефтяных фонтанов Ново-Грозненского района. Развивая его основные положения, О.И. Галака, уже тогда отдавая себе ясный отчет о научном и практическом значении изучения режима нефтяных пластов, считал, что правильное освещение этого режима «ложится в основу выбора системы эксплуатации» и «в значительной степени способствует уточнению подсчетов доступных для извлечения запасов нефти...». Поэтому он поставил перед собой задачу рассмотреть фактический материал, накопившийся в процессе полуторагодичных непосредственных наблюдений над бурением и эксплуатацией скважин Ново-Грозненского района, для того чтобы сделать объективные выводы в отношении режима нефтяных пластов, необходимые для выбора способов наиболее рациональной разработки нефтяных месторождений.
В дальнейшем весьма плодотворная идея о непосредственной и тесной связи между установлением режима нефтяной залежи и выбором наиболее рациональной системы ее разработки получила весьма широкое распространение.
До этого И.Н. Стрижов выступил со статьей «Методы разработки нефтяных месторождений», в которой пытался в то время обосновать, как весьма рациональную, предложенную им еще в 1923 г. систему разработки нефтяной залежи с крыльев складки на ее свод, по восстанию пластов. Эта система, отражавшая в его освещении также определенную связь между режимом нефтяной залежи и ее разработкой, была подвергнута серьезной критике, главным образом, со стороны И.М. Губкина.
В настоящее время, когда широкое применение получила разработка новых залежей нефти с применением законтурного искусственного заводнения, предусматривающая в своей основе разбуривание их эксплуатационными скважинами именно с крыльев в направлении к своду складки, вверх по восстанию продуктивного пласта-коллектора, — система разработки, предложенная И.Н. Стрижовым в двадцатых годах, представляет определенный научный и практический интерес.
Остановимся на освещении этой системы в изложении ее И.Н. Стрижовым.
Начиная с предупреждения, что при наличии нефтяного месторождения, представленного в структурном отношении в виде удлиненного купола или антиклинальной складки, не нужно трогать газы в куполе, он пишет: «Пусть они остаются незыблемым источником и пусть давят на нефть в пластах по окраинам, гоня ее в скважины».
«В каждом новом нефтяном месторождении, — продолжает И.Н. Стрижов, — мы не должны трогать купол. Это есть шапка, где скапливаются газы. Будем бурить только на крыльях антиклинали».
Разбуривание в первую очередь крыльев складки и сохранение не вскрытой скважинами «газовой шапки» в пределах свода складки, требует проведения поисковой и детальной разведки также в этом направлении, т. е. с крыльев ка свод антиклинального поднятия, или от контура нефтеносности залежи вверх по восстанию пласта-коллектора.
«Мы должны, — указывает И.Н. Стрижов, — найти границу между нефтью и водой в нефтяных пластах и идти постепенно от этой границы кверху по пласту».
Это, но его мнению, следует делать потому, что «свод антиклинали и вершина купола содержат массу газа в нефтяных пластах». Идя разведкой постепенно вверх по восстанию, скважины все же подходят к своду складки и начинают выпускать газ. Однако выходящий газ заменяется, по мнению И.Н. Стрижова, новым, путем испарения бензина и легких углеводородов из нефти нефтяных пластов.
«Покрышку, — рекомендует он, — мы должны особенно ценить. Ее протыкать не надо» потому, что пока мы сохраним эту покрышку, под которую будут «прибегать» газы по пласту, мы можем, по его мнению, быть уверены, что соблюдаем правильность разработки месторождения.
Раньше, по утверждению И.Н. Стрижова, — «мы прежде всего протыкали скважинами эту покрышку и выпускали на воздух газы, которые должны были составлять силу месторождения и гнать нефть к забою скважины. То что было не должно повторяться в будущем».
Поэтому он а считал, что «надо вырабатывать нефть сначала по склонам купола», для чего необходимо «опоясать купол линией скважин, расположенных немного выше водораздельной линии, т. е. границы между нефтью и водой. Нельзя трогать купол».
Таким образом, вырабатывая постепенно нефть из пласта «начиная снизу и подымаясь кверху, — писал И.Н. Стрижов, — мы приближаемся к центру купола. Мы ничего не оставляем позади. Сзади нас вода, которая идет за нами, вымывает последние остатки нефти из заливаемого ею нефтеносного песчаника и гонит их наверх. Это есть идеальный способ разработки месторождения».
Эти рассуждения И.Н. Стрижова, высказанные еще в двадцатых годах, отражают установление тогда тесной связи между режимом нефтяной залежи и рекомендуемой наиболее рациональной системой ее разработки. Они в то же время практически полностью отвечают современным представлениям о наиболее рациональной системе разработки нефтяной залежи с применением искусственного законтурного заводнения.
Предложенная И.Н. Стрижовым система разработки с современной точки зрения является действительно идеальной.
Однако для успешного ее осуществления необходимо наличие благоприятных геологических условий, а именно: отсутствие дизъюнктивных (сбросовых и всбросовых) нарушений, разбивающих единую залежь нефти на отдельные изолированные участки («блоки»), а также сохранение пластового давления, противодействующего неравномерному перемещению контура нефтеносности и образованию «языков» обводнения.
Это очень хорошо понимал И.Н. Стрижов. Он предупреждал, что вымывание из пласта последних остатков нефти водой будет иметь место только в том случае, если перемещению воды не помешают сбросы и сдвиги и вода будет беспрепятственно подыматься вслед за уходящей нефтью при ее выработке.
«Если сбросы и сдвиги, — указывал с другой стороны И.Н. Стрижов, — не будут препятствовать подъему синклинальной воды но пласту, то при сильной воде и большом напоре ее, этот подъем может оказаться губительным для нефтяного месторождения, когда вода будет заливать нефть, которую мы не успели добыть».
Это может произойти по его мнению, в том случае, когда подъему краевой (синклинальной) воды по пласту не будет противодействовать давление в сводовой части структуры месторождения со стороны газовой шапки вследствие ухода отсюда газа через пробуренные скважины.
«Когда свод антиклинали, — подчеркивал И.Н. Стрижов, — проткнут, газы выпущены, давление в пласте упало, вода идет более или менее свободно и может захватить отдельные участки пласта и залить нефть, причем нефть распределится мелкими порциями среди массы воды и погибнет для правильной разработки».
Таким образом, он ясно представлял себе отрицательные стороны разработки нефтяной залежи с крыльев, от ее контура вверх но восстанию пласта коллектора, особенно при наличии высоконапорной контурной воды и указывал на противодействующую роль при этом газовой шапки.
«Давление, — советует он, — должно сохраняться в куполе в течение всего времени разработки месторождения». И только тогда, «когда последняя скважина, поставленная в самой высшей точке купола, продырявит этот купол и возьмет последние остатки нефти и газа, будет окончена вместе с давлением и жизнь этого нефтяного месторождения в отношении бывшего в эксплуатации пласта».
В заключение И.Н. Стрижов писал: «Этот способ заключается в следующем принципе: каждая скважина должна быть рассчитана на один пласт, и пласты должны вырабатываться последовательно один за другим».
Почему же продуманная в свое время И.Н. Стрижовым ползущая система разработки нефтяной залежи от ее контура вверх по восстанию пласта-коллектора с использованием напора краевых (синклинальных) вод, подверглась сокрушительной критике?
Нам представляется, что это произошло главным образом потому, что он значительно переоценил роль и значение газовой шапки и проявил излишнюю неоправдываемую практикой заботу о ее сохранности. Это, во-первых. Во-вторых, в своем стремлении сохранить нетронутой газовую шайку он не видел никакой разницы между системой поисков и разведки и системой разработки нефтяных залежей. Наконец, нельзя было возводить в принцип рекомендацию — «каждая скважина должна быть рассчитана на один пласт».
И.Н. Стрижов считал необходимым «найти границу между нефтью и водой в нефтяных пластах и идти постепенно от этой границы к верху по пласту».
Именно это положение и получило наиболее серьезное критическое освещение в статье И.М. Губкина. И.М. Губкин отмечает, что во многих случаях значение газовой шапки весьма переоценивается, так как вопрос о роли ее при эксплуатации месторождения представляется совершенно неясным, или не настолько ясным, чтобы одной слепой веры в теорию «газовой шапки» было достаточно, чтобы ей подчинить установление способов разведки и разработки нефтяных месторождений».
«А ведь на основании этой сомнительной теории, — продолжал И.М. Губкин, — в самое последнее время велась пропаганда в пользу необходимости вести разведку и разработку месторождений от периферии к центру, от крыльев к сводовой части месторождения, стремясь сохранить нетронутой все время мифическую «газовую шапку».
Далее он подробно рассматривает практические неудобства, связанные с последовательным проведением этой теории в жизнь, т. о. с последовательным осуществлением системы разведки и разработки месторождения (залежи) от контура нефтеносности в направлении к газовой шапке, или с крыльев па свод складки.
Во-первых, указывал И.М. Губкин, с осуществлением подобной системы разведки связан громадный риск, который практически исключается, если разведывать месторождение (залежь) в обратном направлении от центра к периферии, так как в этом случае, закладывая одну-две скважины на своде складки вы уверены, «что здесь всего скорее и всего вернее можно получить нефть; отсюда в случае положительного результата разведки вы можете развивать дальнейшие работы, идя от известного к неизвестному, обеспечивая подготовительными работами необходимые поля для развития эксплуатационного бурения. Если же будет применена система обратной разведки и разработки от крыльев к куполу, вы не знаете, где же этот край (контур нефтеносности — А.К.) залежи находится, от которого вы должны идти к центру».
Понятно, что это обстоятельство имело и имеет исключительно важное значение, так как для отыскания этого контура нефтеносности, отмечал он, «придется наудачу закладывать ряды скважин, из которых, может случиться, ни одна не попадет на залежь нефти».
Помимо этого, огромные затруднения и неудобства возникают также и при проведении эксплуатационного бурения, так как в этом; случае, в частности, «трудно провести плановое начало, которое предполагает, что определенную добычу мы будем получать из заранее определенного числа скважин, пробурив определенное количество погонных метров и затратив на это определенные средства».
Пo этой причине С.Д. Богдановский, например, считал систему И.Н. Стрижова просто нереальной.
Возникновение указанных выше затруднений объясняется тем, что закладывая эксплуатационные скважины от периферии к центру, «мы не можем быть уверены, — указывал И.М. Губкин, — что намеченное количество скважин даст нам намеченную добычу, ибо мы не будем знать, какие скважины окажутся с нефтью, а какие пустыми, кроме того, мы не будем знать, какой нефтеносной площадью мы располагаем для планомерного развития на пей буровых работ». На основании изложенного он подтвердил важный в практическом отношении вывод, что наиболее рациональной системой разведки месторождения (залежи), приуроченного к антиклинальной складке, является разведка от центра к периферии, со свода на крылья складки.
«По нашему мнению, — пишет И.М. Губкин, — вскрытие пласта в месторождениях антиклинального строения должно производиться скважинами, заложенными на куполе (своде — А.К.) и дальнейшая разведка, дальнейшая подготовка пласта должна вестись скважинами, задаваемыми по некоторой определенной системе, сообразно с индивидуальными особенностями месторождения, «от центра к периферии», идя от известного к неизвестному а не наоборот».
В таком же направлении, со свода на крылья складки, рекомендовал он производить и оконтуривание залежи с целью подготовки ее к разработке.
Подобной системе разведки промышленной залежи нефти полностью отвечала тогда и система ее разработки также в направлении практически от «центра к периферии» или со свода на крылья складки, предложенная ранее М.В. Абрамовичем.
Как мы отметили выше, М.В. Абрамович считал, что после сплошной системы наиболее рациональной системой разработки является ползущая рядами скважин по простиранию складки во всю ширину залежи, от свода до контура. При этом наиболее удаленные от свода скважины нащупывали положение контура. Она вполне отвечала в те годы темпам разведки нефтяных месторождений, которая осуществлялась в таких размерах, что промышленная разработка практически «наступала ей (оконтуривающей разведке) на пятки».
Следует напомнить, что подобную практику по разработке нефтяных залежей в довоенные годы можно было осуществлять потому, что для начала разбуривания выявленной и только частично оконтуренной залежи нефти тогда не требовалось ни утверждения запасов нефти в ГКЗ, ни составления проектов разработки и утверждения их.
Поэтому в упомянутой выше статье И.М. Губкин и писал, что одновременно с оконтуриванием пласта-коллектора па выявленном нефтеносном участке «должно быть организовано по той или иной системе эксплуатационное бурение».
Следовательно, в то время до окончательного оконтуривания нефтяной залежи рекомендовалось начинать промышленную ее разработку путем бурения эксплуатационных скважин, как правило, по ползущей системе от свода до контура залежи по простиранию складки.
В порядке исключения, при достоверном установлении наличия газовой шапки рекомендовалось иногда разбуривать залежи по ползущей системе вверх по восстанию пласта-коллектора (от нефтяной залежи к газовой шапке), как это, например, имело место в отношении пласта С2 майкопской свиты на Апшеронском место рождении.
Большое значение в деле дальнейшего прогрессивного развития советской нефтепромысловой геологии и научного обоснования выбора наиболее рациональных систем разработки промышленных залежей нефти с учетом установленного для них режима имел состоявшийся в августе 1933 г. в Баку первый Всесоюзный съезд BHИTO нефтяников.
Нa этом съезде подверглись впервые в СССР, как нам представляется, самому широкому обсуждению научные основы выбора рациональных систем разработки залежей нефти, причем наибольший в этом отношении интерес вызвал доклад, составленный бригадой геологов и экономистов-нефтяников под руководством И.М. Губкина. В этом докладе всесторонне освещалась история развития проблемы разработки нефтяных месторождений в СССР и в США.
В непосредственной связи с выбором наиболее рациональных систем разработки залежей нефти на съезде в широком аспекте были рассмотрены основные режимы работы нефтеносных пластов (залежей) и их классификация. При этом принципиально важным и новым явилось подтверждение на продемонстрированных примерах полной возможности проявления в нефтяной залежи нескольких режимов, а не одного, как это утверждалось в известных работах С. Герольда.
Основные положения советских геологов и экономистов-нефтяников, изложенные па съезде и единодушно принятые на нем, явились в дальнейшем научной базой выбора и рекомендации на практике наиболее рациональных систем разработки залежей нефти.
В этой связи необходимо отметить, что но докладу автора, съезд полностью апробировал широкое внедрение рассмотренной выше ползущей системы разработки нефтяной залежи со свода на крылья складки. В своей резолюции по упомянутому докладу А.Я. Кремса, съезд постановил:
Рациональными системами разработки, получившими к настоящему времени по своим преимуществам общепризнанное значение и широкое применение, съезд признает:
а) в части разработки отдельного пласта или горизонта — ползущую систему разработки вниз по падению пластов в направлении от свода на крылья складки;
б) в части разработки нефтяного месторождения в целом — систему разработки «снизу вверх»
По докладу А.Я. Кремса съезд отметил далее, что «успешное и глубокое внедрение в практику работ Азнефти этих систем протекало на основе самого широкого применения каротажа скважин, который собственно и завершил полностью этап окончательного признания громадных преимуществ этих систем, главным образом, системы «снизу вверх».
Широкое внедрение в практику ползущей системы разработки пласта от свода на крылья складки упрочило также и систему разведки отдельной залежи от «центра к периферии».
Как увидим ниже, подобная система поисковой разведки и оконтуривания отдельной нефтяной залежи, всесторонне обоснованная И. М. Губкиным в 1930 г., полностью признается советскими геологами-нефтяниками в настоящее время и считается наиболее рациональной.
Автор хорошо помнит борьбу мнений вокруг вопроса о выборе наиболее рациональной системы разведки и разработки месторождений нефти. Отстаивая в конце двадцатых и в начале тридцатых годов систему разведки и разработки нефтяных залежей от свода структуры месторождения на крылья (от «центра к периферии»), автор как и подавляющее большинство советских геологов-нефтяников хорошо понимал, что нет и вообще не может быть рациональной системы разработки внe конкретных условий, вне времени, пространства, геологических особенностей залежей и месторождений, а также и вне экономических условий.
Это делается вполне понятным, если мы, зная что представляет собой система разработки вообще, попытаемся установить, что понималось геологами-нефтяниками раньше и что понимается в настоящее время под рациональной системой разработки нефтяных залежей?
Для тридцатых годов понятие о рациональной системе разработки наиболее удачно и полно выразил М.В. Никитин, автор системы разработки «снизу вверх».
В его статье основное внимание отводится рациональной системе разработки всего месторождения нефти в целом, причем автор ее стремился обосновать преимущества предложенной им системы разработки месторождения «снизу вверх», на рассмотрении которой мы остановимся ниже.
Надо сказать что в настоящее время советских нефтепромысловых геологов больше интересует вопрос о рациональной разработке не нефтяного месторождения в целом, а каждой из составляющей его залежей в отдельности так как применяющаяся в течение уже многих лет система разработки месторождения «снизу вверх» получила, как увидим ниже, всеобщее признание и считается на данном этапе наиболее рациональной.
Поэтому существующие определения понятия о рациональной разработке сводятся в основном к понятию о рациональной разработке отдельных залежей нефти.
В этом отношении М.А. Жданов, например, говорит, что «систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти из недр в кратчайший срок при минимальных затратах».
Совершенно ясно, что при таком понимании сущности рациональной системы разработки нефтяного месторождения, основная роль в эффективности ее применения принадлежит системе размещения эксплуатационных скважин на структуре месторождения, выбору расстояний между ними и установлению порядка, очередности, а также темпа ввода их в действие. Следует отметить, что проблема выбора наиболее рационального размещения скважин разрешалась в нашей стране с учетом не только основных особенностей геологического строения пласта-коллектора, типа и режима залежи нефти, но также технических условий ее освоения и экономических показателей разработки.
Подобная задача была выдвинута И.М. Губкиным, HМ. Николаевским и Ф.Ф. Дунаевым еще в 1932 г. в докладе «Основные принципы плановой разработки нефтяных месторождений», на первом съезде ВНИТО нефтяников, о котором мы упоминали выше.
Для успешного решения задач в области экономики необходимо было предварительно решить проблему выбора рационального размещения скважин в конкретных условиях.
Только спустя 10 лет, в 1942 г., Проектно-исследовательское бюро по разработке нефтяных месторождений при Московском институте нефтехимической и газовой промышленности (МИНХ и ГП) имени акад. И.М. Губкина дало комплексное решение указанной проблемы, в котором при окончательном выборе рационального размещения скважин на первое место была поставлена система технико-экономических показателей.
«Таким образом, — отмечает Н.М. Николаевский, — новое, что разработало бюро, кроме гидродинамического метода проектирования разработки (А.П. Крылов, И.А. Чарный, М.М. Глоговский) заключалось в разработке автором (Н.М. Николаевским — А. К.) методики определения сравнительной эффективности и выбора рациональной системы разработки залежей, базирующейся на экономическом исследовании проблем размещения скважин».
Помимо этого, важным итогом деятельности коллектива упомянутого бюро, а также инженеров и геологов-производственников явилось внедрение в практику разработки ряда залежей нефти новых мероприятий по искусственному воздействию на пласт-коллектор путем применения законтурного заводнения уже в начальную стадию разработки.
Мы упоминаем об этом новом важном этапе в области рационализации систем разработки залежей нефти с использованием нефтепромысловой геологии, подземной гидродинамики и экономики потому, что внедрение в практику законтурного заводнения, естественно, привело к внедрению системы разбуривания нефтяных залежей с крыльев на свод складки от «периферии к центру», как обеспечивающей максимально возможный отбор нефти из недр.
Это и составляет сущность понятия «рациональная система разработки», так как в настоящее время принято считать действительно рациональной такую систему разработки, которая при наиболее полном использования пластовой энергии и при применении эффективных мероприятий по искусственному воздействию на нефтяную залежь, обеспечивает максимальное извлечение нефти из пласта-коллектора в наиболее короткий срок при наиболее благоприятных экономических условиях, главным образом, при минимальном количестве эксплуатационных скважин.
Осуществление подобных систем в нашей стране в последние годы оказалось возможным благодаря внедрению законтурного и внутриконтурного заводнения.
Впервые законтурное заводнение было применено на Туймазинском месторождении в Башкирской АССР. Отличительной чертой этой системы, как известно, является расположение эксплуатационных скважин кольцевыми рядами, параллельными контуру нефтеносностя, вместo ранее применявшегося равномерного размещения их по определенной сетке, и закачка воды в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности. При таком размещении скважин создаются наилучшие условия для интенсивного дренажа пласта. Характерным при внедрении систем законтурного заводнения вначале на Тунмазинском, а затем — на соседних Бавлинском и Серафимовском месторождениях, было применение разреженных сеток заложения эксплуатационных скважин.
Так, на Туймазинском место рождении при законтурном заводнении применялись расстояния 500 м между рядами скважин и 400 м — между скважинами в ряду, вместо ранее применявшейся до заводнения 250-метровой сетки. При этом благодаря поддержанию пластового давления текущая добыча нефти на месторождении была во много раз выше, в сравнении с той, которая могла быть получена при старых системах разработки, даже при наиболее интенсивной эксплуатации скважин.
В 1956—1957 гг. на Ромашкииском месторождении в Татарской ACСP был внедрен новый более совершенный метод внутриконтурного заводнения нефтяных пластов. При этом методе ряды нагнетательных скважин располагаются не только в законтурной части нефтяного пласта, но и на нефтяной площади, в пределах контура нефтеносности. В этом случае месторождение как бы «разрезается» нагнетаемой водой на отдельные участки (зоны), каждый из которых может разрабатываться по своей системе (сетке) размещения эксплуатационных скважин, учитывающей геологические особенности участка и коллекторские свойства продуктивного пласта.
Для разработки и эксплуатации Ромашкинского месторождения по методу внутриконтурного заводнения оно но проекту ВНИИ было расчленено на 23 участка (площади), которые начали разрабатывать с повышенной интенсивностью. Благодаря этому была обеспечена текущая добыча нефти, в восемь раз большая, чем при разработке месторождения только по методу законтурного заводнения.
Считается, что большим преимуществом системы внутриконтурного заводнения является возможность значительного улучшения условий разработки нефтяных месторождений (или отдельных их частей), приурочивающихся к поднятиям с весьма пологим залеганием пластов. Taк при помощи внутриконтурного заводнения на Шкаповском месторождении в Башкирской АССР было осуществлено отчленение от основной нефтеносной площади «широких» водонефтеносных зон, располагающихся на пологих перикликальных частях складки. Это позволило использовать основные запасы нефти Шкаповского месторождения с наибольшей эффективностью.
Таким образом, законтурное и особенно внутриконтурное заводнение может применяться с большим успехом в целях наибольшего, точнее максимально возможного извлечения нефти из продуктивных пластов, т. с. может разрешать благодаря этому в положительном смысле основную и главнейшую задачу нефтепромысловой геологии.
При этом достигается и высокая экономическая эффективность.
В целях осуществления дальнейшей еще более интенсивной разработки нефтяных месторождений предлагается ряд новых мероприятий, из них некоторые уже внедрены. Сюда относятся: повышение давления на линии нагнетания выше начального, снижение забойного давления до и ниже давления насыщения нефти газом, осуществление двустороннего вытеснения нефти и т. п.
При этом во избежание потерь нефти, вполне возможных в неоднородных пластах при применении редких сеток эксплуатационных скважин, были высказаны предложения об осуществлении разбуривания нефтяного месторождения к два этапа: в течение первого этапа эксплуатационные скважины должны закладываться равномерно и рядах по принятой разреженной сетке. Затем после тщательного изучения в результате первого этапа бурения геологического строения месторождения и физических свойств коллекторов, а также уточнения мест, где сохранились целики нефти, может проводиться второй этап разбуривания выявленных целиков путем бурения новых эксплуатационных скважин. Количество этих скважин будет значительно меньшим в сравнении с количеством скважин, пробуренных в течение первого этапа, В целом же подобный метод разбуривания месторождения позволяет намного сократить число эксплуатационных скважин и ускорить, благодаря этому, освоение новых месторождений при значительной экономии капитальных вложений.
Изложенную точку зрения полностью разделяет М.И. Максимов, который приходит к выводу о том, что: 1) «разрежение сеток скважин — важное народнохозяйственное мероприятие, ускоряющее прирост добычи нефти; и 2) применение новых систем разработки с внутриконтурным заводнением и методов интенсификации добычи нефти с увеличением градиента давления в пласте обеспечивает на первой стадии (или этапе — А.К.) разработки необходимые для народного хозяйства уровни добычи нефти на месторождениях при редких сетках скважин, что подтверждено Бавлинским промышленным экспериментом, а также практикой разработки месторождения Ромашкино и др.
На второй стадии (или этапе) должны осуществляться добуривание скважин и создаваться такая система их размещения, которая в наибольшей степени учитывает неоднородность пласта».
В этом отношении, с нашей точки зрения, никак нельзя согласиться с С.Н. Кувыкиным, Г.П, Ованесовым, Т. М. Золоевым и Ю.И. Шаевским (1961), в том, что якобы «сложность строения пластов-коллекторов и продуктивных горизонтов, характерных для большинства месторождений Второго Баку исключает возможность, осуществить рекомендации некоторых специалистов, предлагающих после разбуривания залежей редкой сеткой закладывать отдельные скважины для вовлечения в разработку пропущенных пластов, линз, «тупиков» и т. п.
Нельзя согласиться с этим потому, что коэффициент извлечения нефти по пластам, находящимся в настоящее время даже па первом этапе разработки с поддержанием пластового давления путем законтурного заводнения, в среднем, значительно выше чем для тех пластов, которые разрабатывались без поддержания давления, хотя и не по разреженной сетке.
Как увидим ниже из данных статьи Г.И. Бланка, М.3. Черномордикова и Э.А. Мартиросовой, этот коэффициент близок к коэффициентам для тех пластов верхнего отдела продуктивной толщи (со смешанным режимом) на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова в Азербайджане, которые разрабатывались при плотности сетки скважин до 1 га в течение весьма длительного времени (свыше 40 лет).
Совершенно ясно, что при втором этапе разработки пластов с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнения, коэффициент извлечения нефти будет выше в сравнении с теми пластами, которые разрабатывались 40—50 лет ло максимально уплотненной сетке, но без поддержания пластового давления, особенно в тех случаях, когда, как рекомендуют Кувыкин С.H., Ованесов Г.П. и др., будет закачиваться вода «с повышенными отмывными способностями».
Для ясности рассмотрим ряд убедительных в этом отношении доводов. Так И.А. Локшин, С.А. Султанов и И.Г. Пулуян провели в 1958 г. анализ разработки Бавлинского нефтяного месторождения, которая осуществлялась при поддержании пластового давления путем законтурной закачки воды в пласт, и установили, что благодаря этому фонтанным способом здесь было добыто более 50% всей нефти.
Интересные в этом отношении данные приводит А.Н. Мустафинов по месторождениям Самарской Луки, Башкирской ACCР и Саратовской области, эксплуатирующимся с поддержанием пластового давления путем законтурного заводнения. Он отмечает, в частности, что по пласту Б2 угленосного горизонта коэффициент нефтеотдачи к моменту исследования составил: но месторождению Зольный Овраг — 0,66; Стрельный Овраг — 0,60; Яблоновый Овраг — 0,60; Губино — 0,6. По девонским продуктивным пластам он составил: Яблоновый Овраг — 0,64; Соколовогорское месторождение (Саратовская область) — по ДII —0,42 и ДIV — 0,61.
Г.П. Ованесов, П.И. Витугин и Е.П. Ефремов (1962), освещая опыт форсированной разработки при поддержании пластового давления путем законтурного заводнения пласта ДII Константиновского нефтяного месторождения, располагающегося в западной части Башкирской АССР, отмечают, что «текущий коэффициент выработки запасов из заводненных участков колеблется в пределах 0,51 —0,61, т. е. близок к расчетному (0,65)». По пласту ДIV рассматриваемого месторождения этот коэффициент, но данным А.Н. Мустафинова (1961), составляет 0,67, а по пласту ДI — даже 0,71.
Здесь коэффициенты нефтеотдачи значительно выше тех, которые были установлены в течение последних лет но ряду продуктивных пластов, находящихся в конечной стадии разработки на нефтяных месторождениях Азербайджана. Так, например, на Маштаги-Бузовнинском месторождении — по I—V горизонтам — 0,17, по II—III горизонтам — 0,30, на Калинском месторождении па одном из участков по 11—12 горизонтам — 0,326.
Более высокие коэффициенты нефтеотдачи достигнуты здесь при разработке подкирмакинской свиты (ПК), характеризующейся в целом лучшими коллекторскими свойствами. Так, па Сураханском месторождении (юго-восточное поле) по ПК4-5 коэффициент нефтеотдачи — 0,25, а по ПK1-2 — 0,30; па Бузовнинском месторождении (центральное поле) — 0,28; в Бинагадах — 0,34; на Маштагинском месторождении (южное крыло) — 0,41.
Сравнительно высокие коэффициенты нефтеотдачи были получены в Азербайджане при разработке продуктивных пластов с явно выраженным водонапорным режимом: по ПК свите на месторождении Чахнагляр — 0,76; по VI-VIa горизонтам балаханекой свиты на Сураханском месторождении — до 0,80.
«Достижение этих высоких коэффициентов нефтеотдачи, — отмечает А.Н. Мустафинов, — связано... с большой плотностью разбуривания (до 1,5 га на скважину) и значительными водными факторами».
В подтверждение значительного влияния водного фактора на степень (коэффициент) нефтеотдачи, он приводит высокие коэффициенты конечной нефтеотдачи, определенные по ряду продуктивных пластов (с явно выраженным водонапорным режимом) месторождений Чечено-Ингушетии. Так по XIII пласту Октябрьского месторождения он составляет 79,5%, по XVI пласту — 85%; по XII пласту Taшкалинского месторождения — 80,5%; по XVI пласту — 79%; по XI пласту Отарогрозненского месторождения — 70,5%.
«Как установлено исследователями указанных месторождений, — продолжает А.Н. Мустафинов, — наличие ярко выраженного водонапорного режима, аномально высокой температуры и высокой проницаемости (1,4—1,8 дарси), а также вытеснение нефти щелочными водами обеспечили высокую нефтеотдачу».
Пo другим пластам с проницаемостью 500—1000 миллидарси (XI, XX и XXI пласты Октябрьского месторождения, XIV пласт Горы Горской, XVIII пласт Горяче-Источненского месторождения), нефтеотдача была определена в пределах 53—68%, а по пластам с более низким значением проницаемости — от 100 до 500 миллидарси (I, II, XII и XIX пласты Октябрьского месторождения), — коэффициент нефтеотдачи составил 35—51%.
Вопрос о влиянии плотности разбуривания продуктивного пласта на величину коэффициента извлечения нефти имеет огромное практическое значение. В частности, Г.И. Бланк, М.З. Черномордиков и Э.А. Мартиросова подчеркивая, что с уменьшением площади, контролируемой скважиной (т. е. с уменьшением расстояний между скважинами) увеличивается объем капитальных вложений в разбуривание залежи и сокращается срок ее дренирования, поставили перед собой задачу установить хотя бы в первом приближении, при какой величине нефтеотдачи и отвечающей ей плотности размещения скважин достигаются оптимальные условия разработки залежи.
Для этой цели они провели по упрощенной методике предварительное изучение величины нефтеотдачи на 1 января 1959 г. по 303 горизонтам продуктивной толщи Апшеронского полуострова (150 горизонтов верхнего ее отдела, а 153 — низшего). При этом, понятно, наибольшего интереса заслуживали, главным образом, те залежи нефти, которые находились в поздней стадии разработки (более 40 лет).
В результате они пришли к следующим основным выводам:
1. Пласты с водонапорным режимом характеризуются наиболее высокой нефтеотдачей, меньшая нефтеотдача свойственна пластам со смешанным режимом; наихудшей нефтеотдачей отличаются продуктивные пласты с режимом растворенного газа.
Этот вывод был известен еще в тридцатых годах, однако, в настоящее время он получил бесспорное подтверждение на огромном материале, тщательно проработанным упомянутыми исследователями, и может быть положен теперь полностью в основу проектирования разработки новых нефтяных месторождений в нашей стране.
2. Для пластов со смешанным режимом и с режимом растворенного газа устанавливается зависимость между нефтеотдачей и плотностью сетки скважин. При плотности сетки скважин до 1 га для пластов верхнего отдела продуктивной толщи со смешанным режимом, находящимся в поздней стадии разработки (свыше 40 лет), коэффициент использования балансовых запасов составляет 0,705. При более разреженных сетках нефтеотдача уменьшается и при плотности сетки, скважин свыше 5 га составляет 0,150. Такую же зависимость, по тем же данным можно наблюдать и для продуктивных пластов нижнего отдела, а также и в пластах с режимом растворенного газа.
Для залежей с водонапорным режимом из-за недостаточно полных данных, нм не удалось выявить точной зависимости между плотностью сетки скважин и нефтеотдачей, однако удалось установить, что тенденция связи нефтеотдачи с плотностью сеток скважин выдерживается и на более ранних стадиях разработки.
Ш.Г. Ширинов, И.М. Цейтлин и Э.В. Богдасарова, отмечая, что В.Н. Щелкачев на основании тщательного анализа фактического промыслового материала по месторождениям США показал наличие зависимости между нефтеотдачей и плотностью сетки разбуривания продуктивных горизонтов, поставили перед собой задачу установить на основании анализа разработки с 1886 г. V горизонта балаханекой свиты продуктивной толщи па южном крыле Балахано-Сабунчино-Раманинского месторождения на Апшеронском полуострове, действительно ли существует зависимость между величиной нефтеотдачи и плотностью сетки разработки.
В результате своих исследований они пришли к твердому выводу о существовании зависимости между величиной нефтеотдачи и плотностью сетки разработки названного горизонта (с увеличением плотности сетки разработки повышается нефтеотдача пласта).
Одновременно они предупреждают, что не следует делать заключения о том, будто во всех случаях при разработке нефтяных месторождений целесообразно уменьшать расстояния между эксплуатационными скважинами. «Применение методов интенсификации нефтедобычи при разработке нефтяных залежей, — отмечают Ш.Г. Ширинов, И.М. Цейтлин и Э.В. Богдасарова, — создает условия, благоприятные для увеличения расстояния между скважинами». Вместо с тем ими отмечается, что при разработке неоднородных пластов величина нефтеотдачи будет находиться в зависимости от размеров свободной площади, приходящейся на одну скважину.
Таким образом, как можно видеть из всего изложенного выше, разработка нефтяных месторождении с поддержанием пластового давления с помощью законтурного, а для крупных месторождении — внутриконтурного заводнения, при благоприятных, понятно, геологических условиях (отсутствие дизъюнктивных нарушений, дробящих месторождение па отдельные изолированные блоки, литолого-фациальная однородность продуктивного пласта и проч.) действительно является в настоящее время наиболее рациональным методом разработки, обеспечивающим максимальное извлечение нефти из пласта при наиболее выгодных технико-экономических условиях. В этих условиях да данном этапе развития нефтяной промышленности наиболее рациональной системой разбуривания продуктивного пласта эксплуатационными скважинами является ползущая система разработки от контура нефтеносности, с крыла структуры на ее свод, от «периферии к центру». При этой системе разработки (с крыла — на свод) нефтяных залежей (включая и залежи нефти с газовой шапкой), поиски и разведка их, подчеркнем мы еще раз, должны производиться со свода структуры на крылья, от «центра к периферии», в направлении к контуру нефтеносности, а не наоборот.
Для чисто газовых залежей наиболее рациональной системой разработки в настоящее время, по-видимому, необходимо считать во избежание обводнения отдельных полей контурной водой ползущую систему со свода на крылья структуры, от «центра к периферии». Подобную систему следует, с нашей точки зрения, применять и при разработке нефтяных залежей без применения законтурного и внутриконтурного заводнения.
Вопрос о наиболее рациональной системе разработки чисто газовых месторождений требует проведения большого объема научно-исследовательских и опытных работ и окончательно может быть решен после установления возможности осуществлять разработку газовых месторождений, как и нефтяных, с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. Пo вопросу о рациональной разработке газовых месторождений A.Л. Козловым и Е.М. Минским была опубликована статья, в которой авторы под рациональной разработкой газовых месторождении понимают «такую организацию движений газа в газоносных пластах, скважинах и газопроводах, которая обеспечила бы бесперебойное снабжение газом потребителей при наименьших затратах и наименьших потерях газа».
Для геологов-нефтяников подобное определение понятия о рациональной разработке промышленных залежей газа и всего газового месторождения в целом является несколько необычным, так как оно включает в себя не только элементы геолого-экономического порядка, связанные с максимальным извлечением газа из пласта при бурении наименьшего количества скважин, но еще и с транспортом его но газопроводам на поверхности до потребителей. При этом имеется в виду еще и необходимость обеспечения последних бесперебойным снабженном газом.
Такое определение понятия рациональной разработки A.Л. Козлов и Е.М. Минский объясняют тем, что основной особенностью разработки газовых месторождений является, по их мнению, якобы «неразрывная связь между добычей газа из пласта и его транспортом от промысла до потребителя». Они считают, что такие требования к разработке газовых месторождений, созданные трудами, главным образом, советских специалистов, отражают особенности социалистического производства.
He вдаваясь в критику изложенного понятия о рациональной разработке газовых месторождений, скажем только, что оно, в приведенном выше изложении, подчиняет геологические принципы рациональной разработки задачам транспортировки газа на поверхности. В этом случае правильно, с нашей точки зрения, было бы говорить не о рациональной разработке газовых залежей и месторождений, как это обычно принято понимать, а о рациональной эксплуатации газовых скважин, обеспечивающей задачи транспортировки газа «от промысла до потребителя».
Что это именно так, видно из дальнейшего текста статьи A.Л. Козлова и Е.М. Минского, где они касаются уже действительно важных вопросов, связанных более или менее с геологическими принципами разработки залежей газа. Мы имеем в виду тот раздел статьи, в котором они рассматривают конкретные проектные решения, осуществляемые на отдельных газовых месторождениях России.
Так, рассматривая основные особенности Северо-Ставропольского газового месторождения и отмечая, что наличие в присводовой части структуры поля площадью более 100 км2 (общая площадь месторождения 600 км2), лишенного подошвенной воды, с максимальной мощностью основного хадумского газоносного горизонта до 100 м, характеризующегося высокой проницаемостью, они указывают, что эти особенности определили «возможность получения при соответствующей конструкции скважин в присводовой части месторождения высокодебитных скважин с рабочим дебитом до 1 млн. м3 в сутки».
Обращая далее внимание на то, что фактические дебиты газа, получение на месторождении Газли из разведочных скважин, были небольшими, совершенно не отвечающими ожидаемым, вследствие чего было предложено провести здесь работы «но лучшим условиям вскрытия газоносности горизонтов», которые оказались весьма эффективными, они подчеркивают, что площади разбуривания на этом месторождении «но тем же соображениям, что и для Северо-Ставропольского месторождения, были ограничены присводовой зоной, которая здесь, однако, является в соответствии с конфигурацией структуры вытянутой вдоль оси».
Это наглядно подтверждает, что наиболее рациональной системой разработки газовой залежи в настоящее время действительно является, как мы высказывались выше, ползущая система со свода на крылья структуры, от «центра к периферии». Рациональной системой поисков и разведки промышленных залежей газа является система поисков и разведки их, как и промышленных залежей нефти, также со свода структуры на крылья, от «центра к периферии» — в направлении к контуру газоносности.
В заключение следует упомянуть о Всесоюзном совещании но разработке нефтяных и газовых месторождений, которое было проведено в г. Киеве с 4 по 8 июля 1961 г. Подробную информацию об этом совещании можно найти в статье Н.М. Николаевского. На указанном совещании было отмечено, что в настоящее время около 66% общей добычи нефти по Советскому Союзу ведется с применением тех иди иных методов воздействия на пласты. Почти все крупные месторождения нефти на платформе разрабатываются сейчас с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. Указывая на необходимость дальнейшего повышения экономической и технической эффективности разработки залежей нефти, директор ВНИИ А.П. Крылов отметил, что необходимо еще более повысить коэффициент нефтеотдачи при эксплуатации нефтяных залежей, это даст возможность повысить добычу нефти при значительном уменьшении геологоразведочных работ и строительства новых нефтяных промыслов.
Для этого необходимо в ближайшее время осуществить ряд новых мероприятий, которые, в основном, сводятся к повышению интенсификации воздействия на продуктивный пласт путем повышения градиента давления между зонами отбора и нагнетания, повышения давления на линиях нагнетания, снижения забойных давлений в эксплуатационных скважинах, приближения зоны нагнетания к зонам отборов как в начале эксплуатации, так и в последующие периоды, а также при помощи удлинения и расширения фронта воздействия на пласт применением различных видов внутриконтурного заводнения.
Для получения предельно возможного коэффициента нефтеотдачи совещание рекомендовало, помимо других мероприятий, определять и научно обосновывать условия и целесообразность применения закачки газов высокого давления, сжиженных газов и площадного заводнения па начальной стадии разработки нефтяного месторождения.
Таковы главнейшие выводы и рекомендации, к которым пришла к настоящему времени советская промысловая геология нефти и газа в области рациональной разработки и разведки на оконтуривание залежей нефти и газа.
Пути прогрессивного развития советской геологии нефти и газа в области рациональной разработки нефтяных и газовых залежей с достаточной полнотой освещены в трудах М.Ф. Мирчинка, М.А. Жданова, М.А. Искендерова и других геологов-нефтяников.
В области поисков и рациональной разведки залежей нефти и газа эти пути получили широкое освещение в труде М.В. Абрамовича, а в части разведки, разработки и эксплуатации этих залежей, с точки зрения влияния динамических факторов, — в работе Г.М. Сухарева.
