К оглавлению

О нефтеотдаче пластов

М.Т. ЗОЛОЕВ

Разработка девонских залежей нефти Туймазинского нефтяного месторождения осуществляется по заранее составленной генеральной схеме. В основе этой схемы заложена принципиально новая технология разработки нефтяного месторождения, осуществляемая с поддержанием пластового давления путем нагнетания воды.

Этот крупный производственный эксперимент осуществляется в Туймазах около десятка лет. Первые итоги эксперимента показывают существенные преимущества внедряемой технологии разработки нефтяных месторождений против ранее применявшихся.

Новая технология обеспечивает несравненно более высокие темпы разработки, меньшие затраты на освоение месторождения в целом и направлена на увеличение коэффициента использования запасов месторождения.

Поэтому бывшее Министерство нефтяной промышленности СССР узаконило новую технологию как обязательную при проектировании и разработке всех вновь вводимых в освоение нефтяных месторождений. Внедрение новой технологии разработки требует расширения исследовательских работ как по объему, так и по видам исследований.

Если раньше изучению подвергались отдельные скважины, то сейчас перешли к изучению залежи в целом, что очень важно для управления ее разработкой. Совершенно естественно, что в процессе разработки встречаются все новые и новые трудности и большое количество геологических и технических препятствий в дальнейшем усовершенствовании этой технологии.

Основой всех трудностей является чрезвычайно сложная геолого-физическая характеристика девонских нефтеносных коллекторов-песчаников. Мощности песчаников на очень коротких расстояниях резко меняются, соответственно меняются и физические параметры коллекторов, что создает непреодолимые трудности в освоении нагнетания воды и регулировании выработки нефти из отдельных пластов и пропластков.

Шаг за шагом эти трудности практически преодолеваются. Однако в вопросе о коэффициенте использования запасов, о полноте выработки залежи никаких сдвигов в углублении наших теоретических и практических познаний нет. Как раньше, так и в настоящее время мы пользуемся при рассуждении о нефтеотдаче только догадками и предположениями.

Лабораторные исследования, проведенные УфНИИ, (Отчет УфНИИ за 1956 г., фонды ЦНИЛ НПУ Туймазанефть.) показывают, что отмывные способности пластовых вод, а также нагнетаемой подрусловой воды доходят до 80-90%. Это очень высокие показатели, однако, как показывает промысловый фактический материал, в условиях пласта полнота отмывки нефти водой, как нам кажется, ниже, чем лабораторная.

В разведочной скв. 67, пробуренной на Александровской площади, песчаники Д_I мощностью 15 м были вскрыты после полного обводнения в процессе эксплуатации. Керновый материал, полученный по скважине, был передан во ВНИИ в лабораторию физики пласта проф. Ф.И. Котяхова и ЦНИЛ НПУ Туймазанефть.

Лабораторные анализы, проведенные в ЦНИЛ НПУ Туймазанефть совместно с УфНИИ, показали, что остаточная нефтенасыщенность в кровле пласта равна 28-30%, к подошве снижается до 2% и менее. От ВНИИ до сих пор заключения не получено. Согласно заключению геофизиков на основании обработки детальных промысловых и радио-электрометрических измерений, проведенных в скв. 67, остаточное нефтенасыщение в кровле пласта порядка 60-70%.

Для проверки надежности способа определения остаточной нефтенасыщенности по керновому материалу проведены исследования в специально пробуренной скв. 1406 на Туймазинской площади. Эту скважину пробурили на таком участке залежи, где песчаники пластов Д_I и Д_II в начале разработки были полностью нефтенасыщенными. Ко времени бурения скв. 1406 пласт Д_I оставался полностью нефтенасыщенным, а Д_II был уже промыт водой, как это видно из приведенной каротажной диаграммы.

Поднятый с обоих пластов керн подвергнут анализу в лаборатории физики пласта ЦНИЛ НПУ Туймазанефть при участии научных работников УфНИИ. Предварительные результаты этих анализов приводятся в таблице.

Из приведенной таблицы видно, что определенная лабораторным путем нефтенасыщенность песчаников, поднятых из безводного пласта Д_I и промытых водой пласта Д_II, одинакова. Это искажение, наглядно показанное на каротажной диаграмме скважины, является, видимо, следствием нарастающего перепада давления от пластового до атмосферного, которому подвергается керн при подъеме из забоя на дневную поверхность. Приведенные лабораторные результаты наталкивают на мысль, что, видимо, в кернах сохранилась нефть или то количество нефти, которое не извлекаемо. Если это предположение окажется справедливым, то осуществляемая система разработки обеспечит коэффициент использования запасов, равный 0,6-0,7.

Однако такие высокие показатели могут иметь место на участках, где пласт монолитен и с хорошей характеристикой, а на участках с ухудшенной проницаемостью коэффициент использования запасов, несомненно, будет ниже.

Приведенный промысловый материал законченного однозначного ответа не дает. Если по Д_I можно точно определить потери нефти при подъеме керна путем простого вычитания из начальной нефтенасыщенности, равной 0,85, насыщенности поднятого керна, приведенной в таблице, то по Д_II мы опять лишены этой возможности, потому что осталась неизвестной остаточная нефтенасыщенность, полученная по пласту при его разработке.

Для того чтобы дать уверенное и объективное определение остаточного нефтенасыщения, необходимо иметь прибор (глубинный керноотборник), при помощи которого можно было бы отобрать керновый материал с соблюдением условий пласта (под давлением пласта).

Если бы наши научно-исследовательские и многочисленные конструкторские организации уделили нужное внимание созданию такого прибора, без сомнения, мы давно располагали бы этим прибором. Создание глубинного керноотборника является настолько насущным, особенно в условиях разработки нефтяных месторождений девона с их крупными запасами, что следует объявить конкурс с выплатой большой суммы вознаграждения автору будущего глубинного керноотборника.

Чтобы представить себе количество остаточной нефти в недрах (разница между промышленными и геологическими запасами), следует отметить, что эта величина по разным месторождениям и при различных способах их разработки неодинакова и варьирует от 40 до 75% от геологических запасов.

Наличие керноотборника позволит определить действительные промышленные запасы нефтяных месторождений и уточнить разведанные ресурсы, так как увеличение нефтеотдачи на 5-10% равносильно открытию новых месторождений с запасами сотен миллионов тонн нефти.

НПУ «Туймазанефть».

Таблица нефтенасыщенности образцов по скв. 1406

№ образца	Интервал, м	Пористость	Проницаемость, миллидарси	Нефтенасыщенность, %
Пласт ДI
1	1614,4-1618,4	22,5	287	35,8
2	1619,4-1623,42	22,8	292	34,5
4	1619,4-1623,4	22,8	Не определялась	29,1
5	1619,4-1623,4	22,3	То же	27,8
6	1619,4-1623,4	22,9		33,6
7	1619,4-1623,4	23,2	1120	29,5
8	1623,4-1625	23,8	134	16,3
9	1623,4-1625	22,9	Не определялась	31,9
10	1623,4-1625	23,3	То же	22,5
10a	1623,4-1625	22,9	»	10,5
11	1623,4-1625	22,1		7,6
12	1623,4-1625	23,1	»	8,2
13	1625-1628,2	22,7	464	32,2
14	1625-1628,2	21,0	577	27,1
15	1625-1628,2	20,9	363	25,4
16	1625-1628,2	20,6	476	30,4
17	1625-1628,2	20,0	Не определялась	24,9
19	1625-1628,2	21,3	306	22,2
20	1625-1628,2	22,2	Не определялась	21,9
21	1625-1628,2	21,9	282	29,1
22	1625-1628,2	20,1	78,3	28,2
23	1625-1628,2	23,4	165	27,2
24	1625-1628,2	14,6	104	27,5
25	1625-1628,2	22,8	328	27,1
26	1625-1628,2	21,7	372	40,0
Пласт ДII
27	1628,2-1630,2	19,9	303	29,8
28	1628,2-1630,2	22,2	562	23,5
29	1628,2-1630,2	17,9	Не определялась	17,2
35	1630,2-1632,2	17,8	То же	33,2
36	1630,2-1632,2	11,5	»	33,8
37	1632,2-1633,2	21,4	54,3	43,6
38	1632,2-1633,2	22,4	119	34,3
39	1635,2-1637,7	22,3	200	26,6
40	1635,2-1637,7	22,1	Не определялась	26,8
41	1635,2-1637,7	22,7	То же	28,6
42	1635,2-1637,7	21,4		28,2
43	1635,2-1637,7	22,0	»	35,8
44	1635,2-1637,7	22,5		31,2
45	1635,2-1637,7	21,5	»	31,5
46	1635,2-1637,7	21,8	340	27,9
47	1635,2-1637,7	21,2	Не определялась	39,3
48	1635,2-1637,7	21,4	248	32,4
49	1635,2-1637,7	20,8	Не определялась	31,2
50	1635,2-1637,7	20,8	240	29,7
51	1635,2-1637,7	21,2	Не определялась	33,8
52	1635,2-1637,7	22,1	То же	27,8
53	1635,2-1637,7	21,2	»	26,7
54	1635,2-1637,7	20,4	»	24,7
55	1635,2-1637,7	21,5	246	27,6
56	1635,2-1637,7	21,6	Не определялась	24,4
57	1637,7-1640,7	21,4	То же	31,4
58	1637,7-1640,7	22,6	»	30,4
70	1645,2-1648,2	22,4	159	30,9
71	1645,2-1648,2	22,8	225	33,6
72	1645,2-1648,2	19,5	220	34,2
73	1645,2-1643,2	22,1	193	25,3
117	1652.2-1656,2	23,7	364	22,6
118	1652,2-1656,2	23,1	336	26,8
119	1652,2-1656,2	24,6	Не определялась	33,1

Рисунок.

Скв. 1406. В7,5А0,75М; k = 1,04; i=0,52 сА; R_ш = 10; n_р - 4; r₀ = 1,7 ом*м; А =170,3; удл. = 0,65; забой 1671м; d_c= 11 3/4^''; d_K = 12"; d_К = 105 м; 1 - интервал отбора керна; 2-глина.