Больше внимания вопросам нефтеотдачи пластов
На юбилейной сессии Верховного Совета СССР 6 ноября 1957 г. тов. Н. С. Хрущев указал, что по предварительным наметкам имеется в виду за 15 лет годовую добычу нефти довести до 350-400 млн. т.
Столь значительный рост добычи нефти стал возможен в результате больших достижений нефтяной промышленности последних лет в поисках и разведке промышленных запасов нефти и создании новых прогрессивных систем разработки нефтяных месторождений.
Значительно повысились и темпы разработки нефтяных месторождений за счет создания системы законтурного заводнения, внедренной впервые на Туймазинском месторождении.
Отличительной чертой этой системы являются расположение скважин кольцевыми рядами, параллельными контуру нефтеносности, вместо применявшегося ранее равномерного размещения скважин, и закачка воды в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности. При таком размещении скважин создаются повышенные перепады давлений между фронтом нагнетания воды и зоной отбора жидкости, что создает наилучшее условие для совершенного и интенсивного дренажа пласта. Характерной особенностью внедренных в Туймазах, затем Бавлах, Серафимовке и других месторождениях систем законтурного заводнения является применение разреженных сеток скважин. В Туймазах расстояния между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м вместо ранее применявшегося наибольшего расстояния 250 м.
Благодаря поддержанию пластового давления путем законтурного заводнения и рациональному расположению эксплуатационных скважин текущая добыча месторождения оказалась во много раз выше, чем могла быть получена при старых системах разработки при самом интенсивном варианте эксплуатации, и удерживается на высоком уровне на протяжении многих лет.
В Туймазах удалось получить небывало высокие средние дебиты скважин. Если по старым месторождениям при полном их разбуривании средние дебиты скважин редко превышали 10-15 т/сутки, то в Туймазах получен устойчивый на протяжении многих лет более высокий средний дебит скважин по пластам ДI и ДII.
В шестой пятилетке на Ромашкинском месторождении была внедрена новая система внутриконтурного заводнения нефтяных пластов.
При этой системе ряды нагнетательных скважин располагаются в законтурной части нефтяного пласта и на нефтяной площади, причем нагнетаемой водой месторождение «разрезается» на отдельные площади, каждая из которых может разрабатываться по своей системе размещения эксплуатационных скважин, наиболее полно учитывающей природные условия пласта в данной части месторождения. При помощи этой системы Ромашкинское месторождение по проекту ВНИИ расчленяется на 23 площади, разрабатывающиеся с повышенной интенсивностью, что обеспечивает текущую суммарную добычу, в восемь раз большую, чем при разработке месторождения только по системе законтурного заводнения.
Большим преимуществом системы внутриконтурного заводнения является возможность значительного улучшения условий разработки пологозалегающих нефтяных месторождений. Так, при помощи внутриконтурного заводнения на Шкаповском месторождении осуществляется отчленение от основной нефтеносной площади широких водонефтяных зон, расположенных на пологих периклинальных частях складки, что позволяет использовать основные запасы нефти с наибольшей эффективностью. На Туймазинском месторождении произведено отчленение Октябрьской площади от основной площади пласта ДI.
С большим успехом внутриконтурное заводнение может быть применено в ряде других случаев с целью наибольшего извлечения запасов нефти.
Экономическую эффективность новых систем характеризуют следующие показатели. Экономия от внедрения системы законтурного заводнения на Туймазинском месторождении уже превысила 3 млрд. руб. Подсчеты показывают, что по Ромашкинскому месторождению экономия на эксплуатационных затратах за весь срок разработки составит 44 млрд. руб., экономия на капитальных вложениях- 15 млрд. руб.
Для обеспечения добычи нефти в 350-400 млн. т необходимо повысить интенсивность разработки нефтяных месторождений.
Для этого необходимы новые мероприятия: повышение давления на линии нагнетания выше начального, снижение забойного давления до и ниже давления насыщения нефти газом, перенос фронта нагнетания воды, осуществление двустороннего вытеснения нефти и т. п. Это значительно повысит добычу нефти и одновременно при благоприятных геологических условиях увеличит расстояние между скважинами.
Некоторые из перечисленных методов начинают внедряться, что позволяет уже в ближайшие годы ставить задачу получения на отдельных новых месторождениях средних дебитов скважин 90-100 т/сутки.
Во избежание потерь нефти, возможных в неоднородных пластах при применении редких сеток скважин, целесообразно осуществлять разбуривание месторождений в два этапа.
В первом этапе скважины должны размещаться равномерно в рядах. После тщательного изучения геологического строения и физических свойств коллекторов и уточнения мест, где сохранились целики нефти, в этих зонах будут задаваться новые скважины. Их количество будет, несомненно, значительно меньше первой очереди. Это позволит сократить количество скважин на многих месторождениях и ускорить освоение новых при экономии капиталовложений.
Возможности интенсивной разработки нефтяных месторождений в значительной мере будут определяться степенью их изученности.
Предложен ряд методов изучения физических свойств коллекторов и залегания нефти и воды по разрезу скважин, причем в практике наиболее широкое применение получили геофизические и гидродинамические методы. Их преимуществом являются сравнительная простота проведения исследований на скважинах и лучшее удовлетворение задач поисковых геолого-разведочных работ. Однако в новых условиях разработки нефтяных месторождений эти методы являются недостаточными.
Для установления места, где могут образоваться целики нефти, необходимо осуществить очень тщательную корреляцию разреза продуктивных отложений, сопоставив по всей площади месторождения все нефтеносные пласты вплоть до отдельных прослоев. Выполнить это возможно, лишь применив комплексный метод исследования, в котором сочетаются прямые и косвенные методы изучения разрезов скважин и физических свойств коллекторов. Для этого необходимо усовершенствовать прямые методы исследования, не получившие должного развития вследствие несовершенства способов отбора керна.
Процент выноса кернов существующими колонковыми долотами крайне низок. Надо в кратчайший срок коренным образом усовершенствовать конструкцию колонковых долот, причем учесть, что в связи с открытием в СССР крупных месторождений алмазов появилась возможность широкого применения в бурении алмазных колонковых долот.
Большим преимуществом бокового грунтоноса является возможность отбора образцов в пределах интервалов, представляющих наибольший интерес в отношении нефтеносности по данным геофизических исследований. Но существующие конструкции боковых грунтоносов не обеспечивают извлечения образцов пород, пригодных для изучения их физических свойств в лабораториях, так как при взятии образца нарушается его структура и недостаточен объем.
Большие перспективы имеют методы фотометрии и телевидения для изучения разрезов непосредственно в стволе скважин. Посредством этих методов может быть заснят фактический разрез скважин и с исключительной точностью определены количество и мощность продуктивных пластов и пропластков. Эти методы могут также способствовать изучению нефтеносности разреза, выделению нефтеносных и водоносных пластов, а также установлению положения водонефтяного контакта в скважинах.
Большое значение для изучения нефтенасыщенности коллекторов имеет отбор кернов с сохранением пластовых условий. Необходимо разработать и внедрить конструкцию колонковых долот для отбора кернов с сохранением пластовых условий.
В настоящее время анализ кернов производится по несовершенной методике 1947 г. Ее следует усовершенствовать, повысить точность и снизить трудоемкость анализов.
Высокая эффективность геофизических методов исследования требует дальнейшего развития этих методов применительно к изучению физических свойств коллекторов и их нефте-, газо- и водонасыщенности. Особое внимание должно быть уделено радиометрическим методам исследования скважин, возможности которых используются далеко не полностью.
За последние годы значительно усовершенствованы гидродинамические методы исследования пластов по восстановлению давления в скважинах, по картам изобар, при помощи гидроразведки и т. п.
Метод восстановления давления улучшен введением в него учета притока жидкости и газа, продолжающегося после закрытия скважины. При помощи этого метода определяется совокупность значения основных параметров пласта - мощности, проницаемости и вязкости жидкости и несовершенства скважин.
Уточнение теории гидроразведочных работ показало, что этим методом можно определить среднее значение указанных выше параметров пласта на площади между возмущающей (эксплуатационной или нагнетательной) и реагирующей (пьезометрической) скважинами и наличие гидродинамической связи между отдельными пластами и их зонами.
Эти исследования применяются пока для случаев, когда газ находится в пласте в растворенном состоянии. Наличие залежей, эксплуатирующихся при давлении ниже давления насыщения, ставит вопрос о разработке методов исследования пластов и скважин, основанных на изучении неустановившихся процессов фильтрации неоднородной (газированной) жидкости.
Чрезвычайно важным для разработки месторождения и регулирования его эксплуатации является исследование эксплуатационных скважин глубинными дебитомерами и нагнетательных скважин глубинными расходомерами, при помощи которых определяется дебит или приемистость каждого интервала, вскрытого в разрезе скважины.
Отсутствие достаточно точных контрольно-измерительных приборов для гидродинамических методов исследования затрудняет широкое использование этих методов. Необходимо организовать в краткий срок конструктирование высокоточной, простой в обращении контрольно-измерительной аппаратуры - глубинных и устьевых дифференциальных манометров, точных глубинных расходомеров и т.п.
Большие резервы для добычи нефти заключаются в повышении коэффициента нефтеотдачи пластов. Наша страна получила дополнительные запасы нефти за счет методов поддержания пластового давления, обеспечивающих значительное повышение коэффициента нефтеотдачи по сравнению с господствовавшей ранее эксплуатацией на режимах истощения.
Соответствующим регулированием движения контуров воды можно еще увеличить нефтеотдачу пластов. Осуществляя раздельную закачку воды в нагнетательных скважинах в различные по проницаемости пласты, можно заставить нефть двигаться по пластам или участкам с разной характеристикой с нужными нам скоростями и этим воспрепятствовать образованию целиков нефти, что в конечном счете приведет к повышению нефтеотдачи пластов. Перспективной является закачка в пласт сжиженных газов, что в принципе дает возможность извлечь из недр все запасы нефти. Ближайшими задачами комплексного решения проблемы нефтеотдачи пластов являются:
1. Исследование механизма нефтеотдачи пластов путем проведения экспериментальных и теоретических исследований процесса вытеснения нефти из пористой среды в условиях сохранения критериев подобия проведения исследования по нефтеотдаче трещиноватых и пористых коллекторов, представленных известняками, и обобщения теоретических исследований по изучению нефтеотдачи.
2. Усовершенствование методики подсчета запасов нефти (начальных, текущих и остаточных) для нефтяных залежей различных типов с учетом характера коллекторов (песчаных, карбонатных, трещиноватых).
3. Разработка и усовершенствование методов расчленения продуктивных толщ и выделения эксплуатационных объектов в платформенных и геосинклинальных областях. Выделение эксплуатационных объектов в разрезе продуктивной толщи нефтяного месторождения должно исходить из геологических, гидродинамических, технических и экономических предпосылок.
4. Проектирование разработки и регулирование эксплуатации нефтяных залежей для повышения нефтеотдачи с учетом неоднородности коллекторов.
Опыт разработки нефтяных месторождений показал, что темп изменения пластового давления в процессе эксплуатации зависит в основном от геолого-физической характеристики пласта в законтурной области на обширной территории (При сильном ухудшении геолого-физической характеристики пласта в законтурной области фактическое снижение давления может быть в 11 раз больше, чем по теоретическим расчетам (месторождение Соколова Гора).), наличия или отсутствия гидродинамической связи с другими пластами и т. п.
В связи с этим необходимо организовать геологическое и гидродинамическое изучение обширных территорий вокруг нефтяных месторождений.
Эти задачи могут быть осуществлены только совместными усилиями научно-исследовательских институтов (ВНИИ, ВНИИбуртехника, ВНИИГеофизика, Гипронефтемаш, Институт нефти АН СССР, ВНИГНИ, УфНИИ, ТатНИИ, АзНИИ, Краснодарский и Туркменский филиалы ВНИИ, Нижневолжский филиал ВНИГНИ, Гипровостокнефть, Геологический институт АН СССР, УкрВНИГНИ, ВСЕГИНГЕО и др.), МНИ им. акад. И.М. Губкина, МГУ, конструкторских организаций и работниками промышленности.
Успешное решение перечисленных задач в значительной степени будет способствовать дальнейшему повышению темпов разработки нефтяных месторождений.