Развитие передовых методов разработки нефтяных месторождений Краснодарского края
С. Т. КОРОТКОВ
На примерах истории нефтяной промышленности Краснодарского края можно проследить развитие методов разработки нефтяных залежей. Четко устанавливается воздействие промысловой практики на формирование научных идей и последующее благотворное влияние передовой советской науки на рационализацию методов разработки нефтяных залежей.
При оконтуривании Нефтяно-Ширванской рукавообразной залежи в 1928 г. была открыта богатая заливообразная залежь С2, впоследствии переименованная в VI горизонт Центрального поля, которая сразу же вступила в разработку. Вслед за разведочными бурились эксплуатационные скважины с продвижением рядов от головной части пласта в сторону контура воды. К началу разработки имелась небольшая газовая шапка, которая по мере отбора и снижения пластового давления начала быстро расширяться. Скважины вступали в эксплуатацию практически с неограниченным дебитом нефти до 800-1000 т в сутки; газовый фактор быстро возрастал, и через 3-6 месяцев эксплуатации скважины переходили на чистый газ вследствие прорыва газовой шапки.
В 1930 г. комиссия акад. И. М. Губкина [1], составленная из видных ученых, в течение 2,5 месяцев изучала состояние грозненской и майкопской нефтяной промышленности и впервые серьезно были обсуждены вопросы режима и разработки залежей. Было установлено преобладающее значение водонапорного режима для Ново-Грозненского и газового для Майкопского месторождений. По предложению М.А. Жданова была принята 300-метровая сетка размещения скважин на Центральном поле вместо ранее применяемой 150-метровой сетки, что для того времени являлось большим шагом вперед.
Как показала дальнейшая разработка, вблизи контура воды скважины вступали в эксплуатацию с таким же большим дебитом (скв. 095-800 т), быстро обводнялись и лишь в центральной части залежи оказались наиболее долговечными. Так, скв.014 вступила в эксплуатацию в мае 1930 г. с начальным дебитом 500 т и к моменту остановки в марте 1939 г. суммарная добыча из нее достигла 422,2 тыс. т нефти. Газовый фактор этой скважины за первые 9 месяцев непрерывно увеличивался от 170 до 734 м3/т, а в последующие 8 месяцев снизился до 270-245 м3/т и продолжал уменьшаться. Темп отбора нефти из залежи достигал 12% от запасов (1934 г.).
Контур воды продвигался со скоростью 66-70 м в год; пластовое давление в газовой шапке и в верхней части нефтяной залежи быстро снижалось и ко времени ликвидации промысла в период Второй Отечественной войны измерялось единицами атмосфер.
За время консервации залежи контур воды продвигался с той же скоростью, нефтяная залежь несколько сдвинулась в сторону газовой шапки, а пластовое давление на контуре воды осталось почти прежним.
Вторичные методы в виде опытов подземной газификации нефти впервые проводились Институтом горючих ископаемых АН СССР в 1934 г., а в последующие годы более широко трестом Майнефть под руководством того же института на опытно-производственном участке Подземгаз путем закачки горячего воздуха в пласт. С 1947 г. ведется закачка воздуха в газовую шапку, а с 1954 г. дополнительно проводится законтурное заводнение. Всего закачано 200 млн. м3 воздуха и 500 тыс. м3 воды. Пластовое давление увеличилось незначительно и достигло в законтурной части 32 ат, а в газовой шапке до 10 ат. Вследствие негерметичности старых заброшенных скважин воздух поднялся по восстанию пласта до зоны выклинивания песков (скв. 764).
В послевоенные годы в километре за контуром воды, в пределах обводненной части нефтяной залежи, была пробурена разведочная скв. 700; пластовое давление в ней оказалось равным 33,5 ат, а в нефтяной залежи было в это время всего 10 ат, что указывает на резкое нарастание градиента давления в законтурной части, несмотря на хорошую проницаемость песков. Остаточная нефтенасыщенность песков определена в 30-33%. В газовой шапке по данным скв. 761 нефтенасыщенность песков равна 23,5%.
Анализ работы залежи устанавливает первоначальный упруго-водонапорный режим, который из-за больших отборов вследствие выделения растворенного газа и расширения газовой шапки перешел в смешанный режим. Из-за ухудшения режима в обводненной и загазованной частях пласта сохранилась повышенная нефтенасыщенность песков. За счет действия гравитационных сил (стекание нефти из газовой шапки и всплывание из обводненной части) нефтяная залежь пополняется, что обеспечивает длительный срок работы остаточной залежи и в конечном счете извлечение 61 % нефти от ее геологических запасов..
Xадыженское месторождение типичной заливообразной формы вступило в разработку в 1934 г. по I и III горизонтам майкопских отложений. Годовой отбор жидкости по III горизонту достигал 31,7% (1935 г.), в результате чего залежь перешла на режим растворенного газа. Добыча нефти начала резко снижаться и стабилизировалась лишь к 1937 г. на уровне 200 т в сутки, так как при таком отборе контурные воды оказались в состоянии поддерживать постоянное давление в залежи. В период консервации промысла с августа 1942 г. до конца 1943 г. пластовые давления в залежи восстановились на 30-36 ат (скв. 15), и при повторном разбуривании участков в 1948 г. скважины фонтанировали. Согласно расчетам конечный коэффициент извлечения составит всего 0,29.
Месторождение Широкая Балка было открыто и вступило в разработку в конце 1937 г. Как и в других хадыженских заливообразных залежах, здесь пески выклиниваются по восстанию и простиранию слоев, а с севера нефть подпирается контурными водами.
В 1938 г. в эксплуатации находилось 20 скважин с дебитом 1900 т, а к августу 1939 г. из 44 скважин добыча достигла рекордной величины 2600 т в сутки. Однако к этому времени добыча из головной части залежи уменьшилась в 15-20 раз за счет снижения дебита и остановки скважин вследствие резкого падения пластовых давлений до 30 ат в год. Рост газовых факторов от начального 100-150 м3/г до 250-400 м3/т и выше указывал на развитие режима растворенного газа. С августа 1939 г. добыча по Широкой Балке начала падать и к маю 1940 г. при 59 скважинах снизилась до 1000 т в сутки. В дальнейшем при помощи трех компрессорных станций удалось восстановить добычу до 2400 т, и на этом уровне она держалась до июля 1941 г., а затем опять начала падать,
В связи с большими отборами, превосходящими возможности водонапорного режима, пластовое давление в головной части залежи снизилось до 10 ат, появились языки обводнения, начались пробкообразование и выход скважин из действия.
В 1942 г. эксплуатация залежи производилась короткое время, а затем в течение года месторождение совсем было законсервировано. За это время пластовое давление в залежи увеличилось в среднем на 30 ат и достигло в приконтурной части 90-100 ат и в головной 40 ат.
Повторное разбуривание Широкой Балки производилось по проекту, составленному в Бюро разработки нефтяных месторождений при Московском нефтяном институте им. акад. И.М. Губкина. Анализом и расчетами было установлено, что для разработки залежи достаточно 43 скважин, т. е. вдвое меньше, чем было до войны. В проекте рекомендовалась закачка газа (воздуха) в головную часть пласта в объеме 100 000 м3 в сутки, т.е. с превышением в 1,5-2 раза текущей добычи [2]. Надо отметить, что еще в предвоенные годы И.Ф. Корнеенков [4, 5] говорил о разработке месторождений с сохранением пластовых давлений и о более разреженной сетке размещения скважин. К началу августа 1945 г. на месторождении были пробурены 33 скважины с суммарным начальным дебитом 1678 т, но пластовое давление опять падало с темпом 2,2 ат в месяц.
В мае 1945 г. была начата закачка воздуха в головную часть пласта, где к этому времени давление достигало 30 ат. К концу 1952 г. было закачано 190 млн. м3 воздуха, а пластовое давление поднялось всего до 42,3 ат, т. е. практически осталось на одном уровне.
В то же время значительно продвинулись контурные воды, и обводнение к 1950 г. достигло 50% при отборе жидкости из пласта 1000 т в сутки. В 1950 г. было пробурено семь скважин на уплотнение сетки, но общая добыча по залежи продолжала падать.
По ориентировочным подсчетам в нефтяную залежь Широкой Балки ежесуточно поступает из-за контура 500 м3 воды. В случае ограничения добычи на этом уровне напор воды обеспечивал бы сохранение пластовых давлений в залежи на сниженном уровне в пределах 40-50 ат.
Закачка воздуха в газовую шапку, образовавшуюся в процессе, разработки, позволила увеличить отбор вдвое на том же уровне пластовых давлений. По подсчетам конечный коэффициент извлечения по Широкой Балке будет равен 0,43, т. е. ниже, чем обычно принимается при упруго-водонапорном режиме.
Ключевское месторождение нефти открыто в 1951 г., и тогда же вступила в эксплуатацию первая скв. 4.
По своему строению ключевские нефтяные залежи принципиально не отличаются от хадыженских, хотя заливообразная форма структурно осложняется наличием складки в виде половины антиклинали, причлененной на западе к основной моноклинали. Разработка I и II майкопских горизонтов производилась по проектам, составленным Краснодарским филиалом ВНИИ совместно с Хадыженским нефтепромысловым управлением. Ко времени составления проектов месторождение было изучено разведочными скважинами во время бурения и, особенно при опытной их эксплуатации. Достаточно убедительно составилось представление о гидродинамической системе пластов и степени активности упруго-водонапорного режима. Последняя определилась в виде зависимости падения пластового давления в залежи от текущего суммарного отбора флюидов во время опытной эксплуатации продолжавшейся более 6 месяцев. Для характеристики системы было подсчитано, что для I горизонта на каждый километр заливообразной залежи приходится 462,2 тыс. т нефти, подпираемой с севера 46 млн. м3 воды. Это соотношение 1:00 при знании других параметров позволяет рассчитать запас упругой энергии. При рассмотрении различных вариантов разработки был выбран вариант, наиболее отвечающий геологическим условиям месторождения, с плотностью сетки 20 га на скважину, с поддержанием пластового давления, который и был утвержден Центральной комиссией по разработке.
На I горизонт пробурено 50 скважин, из них 31 скважина находится в эксплуатации с суммарным дебитом 600 т нефти, 28 т воды и 140 тыс. м3 газа; девять скважин используются для законтурной закачки воды и две наблюдательные. Опытная закачка воды была начата в июне 1954 г., а промышленная с октября 1955 г. Основной задачей при закачке воды является увеличение приемистости скважин. Эта проблема была успешно преодолена путем гидроразрыва пласта. Гидроразрывы производились водой, в качестве песконосителя применялась сульфит-спиртовая барда. Приемистость скважин после гидроразрыва увеличивалась в несколько раз и достигала 300 м3 и более. Общая закачка воды в пласт по восьми скважинам доведена до 1000 м3 в сутки. Разработка залежей сопровождается заранее предусмотренным комплексом наблюдений и исследований, на основе которых на промысле ведутся контрольные графики (см. рисунок). Краснодарский филиал ВНИИ произвел углубленный анализ разработки Ключевского месторождения [3] и продолжает эту работу.
За первые четыре года разработки I горизонта пластовое давление упало с 235 до 201 ат и стабилизировалось на этом уровне, а в последнее время даже увеличилось до 204 ат. Газовый фактор, определенный для давления насыщения 190-205 ат в 180 м3/т, с конца 1953 г. начал увеличиваться и достиг к середине 1954 г. максимума, а затем снизился и стабилизировался на уровне 230 м3. Поскольку закачка воды в то время еще только начиналась, основное значение для снижения газового фактора имело уменьшение отбора из пласта до величины, компенсируемой вторжением контурных вод. По методу материального баланса работники КФ ВНИИ [3] подсчитали, что ежесуточно в залежь поступает 700-800 м3 краевой воды.
II майкопский горизонт открыт в 1952 г. и тогда же вступил в разработку. Всего пробурено 60 скважин, из них 44 находятся в эксплуатации с суммарным дебитом 560 т нефти, 23 т воды и 84,5 тыс. м3 газа, семь скважин используются для законтурной закачки воды, одна наблюдательная, а остальные простаивают. В начале разработки добыча резко нарастала и к марту 1955 г. достигла 960 т в сутки (см. рисунок), а затем резко уменьшилась, так как в ряде скважин появились признаки режима растворенного газа. Уменьшение отбора и последующая законтурная закачка воды привели к стабилизации пластовых давлений на уровне 200 ат и даже к некоторому их увеличению до 203 ат. Газовый фактор за все время разработки оставался в пределах 150 м3/т и лишь в отдельных скважинах повысился до 200- 220 м3/т. По определению КФ ВНИИ [3] вторжение контурных вод в залежи II горизонта при существующей депрессии в 50 ат достигает 700 м3 в сутки.
По нашему мнению, разработанная в КФ ВНИИ методика определения величины расчета поступающей в залежь краевой воды является важным звеном в совершенствовании методов разработки, так как позволяет количественно определить потенциал упруго-водонапорного режима. Вычислено, что за счет вторжения контурных вод можно вести разработку I и II горизонтов Ключевского месторождения при отборе из каждого по 400 т в сутки при постоянных пластовых давлениях для I горизонта 193 ат и для II-200 ат. Дальнейшее повышение отборов должно компенсироваться закачкой воды в пласт.
На примере рассмотренных выше месторождений Краснодарского края видно положительное взаимовлияние науки и практики в совершенствовании методов разработки нефтяных залежей. Комиссия акад. И.М. Губкина в 1930 г. могла лишь в общей форме поставить вопрос о рациональной разработке нефтяных месторождений. В послевоенный период разработка краснодарских залежей нефти производилась уже по заранее составленным технологическим схемам. Первые проекты для повторной разработки хадыженских месторождений были составлены группой ученых в содружестве с майкопскими геологами. Опыт составления этих технологических схем учтен при создании монографии «Научные основы разработки нефтяных месторождений» [8].
Геологические условия хадыженских залежей оказались весьма благоприятными для внедрения метода поддержания пластовых давлений путем закачки воздуха в головную часть пластов.
Только на этих месторождениях закачка воздуха достигала 500 тыс. м3 в сутки, а всего закачано 1350 млн. м3, за счет чего добыто более 2 млн. т нефти. Оказалось невозможным осуществить этот метод на Ключевском месторождении из-за высоких пластовых давлений. Научными работниками КФ ВНИИ при активном участии хадыженских геологов были созданы проекты рациональной разработки залежей Ключевского месторождения с поддержанием давления путем законтурного заводнения.
Ключевское месторождение разрабатывается на уровне последних достижений науки при четком контроле за процессом, позволяющем воздействовать на него в нужном направлении. На опыте Ключевского месторождения в КФ ВНИИ разработан метод определения количества контурной воды, поступающей в залежь при определенном перепаде давлений.
Количество вторгающейся воды определяет потенциал естественного напорного режима пласта, т. е. возможный отбор нефти из пласта при стабильном пластовом давлении на определенном уровне, во всех случаях более низком, чем начальное пластовое давление. При составлении технологической схемы любой залежи необходимо определять потенциал ее естественного режима. Это позволит более реально рассчитать эффективность при проектировании методов поддержания пластовых давлений и в ряде залежей от них отказаться. Мы вполне согласны с М.Ф. Мирчинк [9], что «не во всех случаях при разработке нефтяных залежей возможно (или рационально) применение тех или иных процессов воздействия на нефтеносный пласт для поддержания пластового давления».
ЛИТЕРАТУРА
1. Губкин И.М. Основные вопросы разработки и разведки нефтяных месторождений Ново-Грозненского и Майкопского районов. Нефт. хоз., № 11, 1930.
2. Глаговский М.М., Белаш П.М., Казарновская Б.Э., Коротков С.Т., Крылов А.П., Николаевский Н.М. Технологические основания процесса закачки газа (воздуха) в пласт на месторождении Балка Широкая Краснодарнефтекомбината. Тр. МНИ им. Губкина за период 1938-1944 гг., вып. 3. Гостоптехиздат, 1945.
3. Зверев Ф.П., Черненко Г.И., Федюкова Д.С, Халапов Г.А. Анализ разработки I и II горизонтов майкопской свиты Ключевского месторождения. Фонды КФ ВНИИ, 1956.
4. Корнеенков И.Ф. О разработке нефтяных месторождений с сохранением пластовых давлений. Нефт. хоз., № 8, 1939.
5. Корнеенков И.Ф. О размещении скважин. Нефт. промышл. СССР, № 6, 1940.
6. Коротков С.Т., Садовский О.В.Основные положения разумной разработки новых нефтяных месторождений в тресте Хадыженнефть (доклад на технической конференции 14/VI 1952 г.). Фонды НПУ Хадыженнефть.
7. Коротков С.Т., Садовский О.В., Амелин И.Д. и др. Технологическая схема разработки Ключевского месторождения нефти: II горизонт, 1953 г.; I горизонт, 1954 г. Фонды управления Краснодарнефть.
8. Крылов А.П., Глаговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.М. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат,1948.
9. Мирчинк М.Ф. Современное состояние вопроса о рациональной разработке нефтяных месторождений. Баку, 1956.
Краснодарский совнархоз
Рисунок График истории разработки Ключевского месторождения.
