Еще раз о нефтеотдаче
Т. М. ЗОЛОЕВ
На первом этапе разработки девонских залежей ДI и ДII Туймазинского месторождения с поддержанием пластового давления путем законтурного заводнения всех волновали два вопроса: пойдет ли вода в песчаники и каковы будут отмывные способности нагнетаемой подрусловой воды. И хотя тогда была уверенность, что проницаемые девонские коллекторы станут принимать подрусловую воду, но отмывные способности ее оставались неизученными. Поэтому научно-исследовательские организации - УфНИИ, ВОДГЕО и ВНИИ - много занимались в тот период вопросами водоподготовки.
В 1949 г. появилась работа УфНИИ, в которой утверждалось, что подрусловая не обработанная или обработанная химреагентами и пластовая воды обладают одинаковыми высокими отмывными способностями [1]. К этому времени многие нагнетательные скважины горизонта ДII были освоены; через них нагнетали в пласты большие объемы воды. Заключение УфНИИ и первые успехи в освоении нагнетательных скважин дали повод для прекращения большинством научно-исследовательских организаций работ по улучшению нефтевымывающей способности нагнетаемой воды. Такие работы продолжал лишь УфНИИ. В его отчете за 1954 г. приведены данные лабораторных исследований, свидетельствующие о том, что отмывные способности пластовой и нагнетаемой вод одинаковы и равны 72-73% [2].
В настоящее время все крупнейшие месторождения Волго-Уральской нефтеносной области разрабатываются с закачкой в пласты пресной необработанной воды. Объемы закачки достигают сотни тысяч кубометров в сутки.
На отдельных месторождениях воду нагнетают уже десятки лет. Там накоплен огромный практический материал по разработке месторождений с поддержанием пластового давления путем нагнетания пресной воды в коллекторы. ВНИИ и УфНИИ располагают таким фактическим и систематизированным материалом по разработке пластов ДI и ДII Туймазинского месторождения. За годы разработки из этого месторождения отобрано значительное количество нефти, и начальные контуры водонефтеносности по пластам переместились на большие расстояния к своду структуры. В отдельных эксплуатационных скважинах, расположенных в первом ряду, уже отмечено появление пресной воды, прошедшей по пласту от фронта нагнетания.
Анализируя этот практический промысловый материал, оба института систематически составляют отчеты с выводами и рекомендациями. Однако в этих отчетах умалчивается о такой решающей проблеме разработки, как степень нефтеотдачи, которая достигается практически. Между тем по Туймазам уже есть достаточно материала для составления первой, предварительной оценки эффективности новой технологии в отношении нефтеотдачи пластов.
На основании анализа промыслового материала по разработке Туймазинского месторождения можно сделать вывод, что фактический коэффициент нефтеотдачи значительно ниже проектного. Это не может не вызвать большой тревоги. Ведь если немедленно не принять необходимые меры, то десятки и сотни миллионов тонн нефти восточных месторождений могут остаться не извлеченными из пластов.
Этот вопрос поднимался нами в журнале «Нефтяное хозяйство» [3]. Так как реакции работников институтов на высказанные рассуждения не последовало, следовательно, они признают справедливость нашего вывода.
В таком случае им следовало бы немедленно заняться изучением причин снижения нефтеотдачи, однако до настоящего времени в этом направлении, очевидно, ничего пока не делается.
Нам представляется, что одной из причин низкого коэффициента извлечения нефти из пластов является нагнетание необработанной воды.
Это подтверждается следующими выводами из промысловой практики Туймазанефти.
1. Пресная Вода, попадая в нефтяные песчаники, резко снижает проницаемость коллектора. На Александровской площади в скв. 110, 996, 1059, 1064 (песчаники угленосного горизонта) и на Туймазинской площади в скв. 1091 (песчаники ДI) пласты были вскрыты при наличии в скважинах вместо глинистого раствора пресной необработанной воды.
Мощные нефтяные песчаники в этих скважинах были перфорированы кумулятивными зарядами. При освоении скважин зафиксировано полное или почти полное отсутствие притока жидкости к забою. Произошла как бы закупорка пласта в призабойной зоне.
Затем нефтеносные пласты во всех пяти скважинах вновь перфорировали от 3 до 6 раз. В некоторых скважинах пробовали обрабатывать нефтяные песчаники кислотой. И только после всех этих трудоемких мероприятий скважины удалось ввести в эксплуатацию, но со сниженной производительностью.
Для иллюстрации приведем сравнительные данные по скв. 996, где пласт вскрыт на необработанной воде, и расположенной рядом с ней скв. 341, где пласт вскрыт на глинистом растворе.
На каротажной диаграмме (рис. 1) видно, что нефтеносный песчаный пласт в разрезе скв. 996 имеет несравненно лучшую характеристику, чем пласт, вскрытый скв. 341, однако дебит скв. 996 ниже, чем скв. 341.
Следует также обратить внимание на огромную разницу в продолжительности времени освоения этих скважин.
При худшей характеристике пласта скв. 341 освоена за два дня, на освоение же скв. 996 затрачено 88 дней - в четыре раза больше, чем продолжительность бурения.
Как и следовало ожидать, после таких неудачных результатов работники бурения отказались от вскрытия нефтяных пластов на необработанной воде.
В скв. 907 и 1453, где нефтяной песчаник вскрыли на воде, обработанной поверхностно-активной жидкостью, проницаемость призабойной зоны пласта не изменилась.
Приведенные факты свидетельствуют, что пресная вода очень резко ухудшает проницаемость нефтяного коллектора, снижает нефтеотдачу залежи.
Отсюда можно заключить, что если необработанная вода ухудшает нефтеотдачу песчаников призабойной зоны скважины, то она будет вести себя так же и при продвижении по пласту от нагнетательной скважины к зоне отбора нефти.
2. Практика капитального ремонта скважин свидетельствует об отрицательном влиянии пресной необработанной воды на проницаемость призабойной зоны пласта.
Долгое время при капитальном ремонте скважин применяли в качестве промывочной жидкости необработанную пресную воду. При этом всегда наблюдалось общее снижение производительности скважин после ремонта.
В последние два года в связи с повышением пластовых давлений стали использовать пластовую минерализованную воду более высокого удельного веса. Эта вода, попутно добываемая с девонской нефтью и отделяемая при деэмульсации, содержит в себе примеси НЧК (являющегося поверхностно-активным веществом). Применение этой воды показало, что проницаемость песчаников призабойной зоны скважины после капитального ремонта остается без изменения. Для иллюстрации приведем сравнительные промысловые данные по скважинам (см. табл. и рис. 2).
3. Анализ промыслового материала показывает, что фактическая нефтеотдача залежи ниже проектной.
Как известно, песчаные коллекторы (особенно пласт ДI) очень резко изменяются на огромной площади Туймазинского нефтяного месторождения.
Пласты часто расчленяются глинистыми прослоями на отдельные пачки; мощности отдельных пачек и пласта в целом на расстоянии сотен метров
изменяются от десятков метров до нуля. Соответственно резко меняются и физические параметры коллекторов.
Какую-либо закономерность в распространении коллекторов на структуре установить трудно, однако на юго-восточном крыле структуры средние геолого-физические параметры коллекторов более выдержаны.
Юго-восточное крыло структуры имеет относительно более крутое залегание по сравнению с северо-западным, вследствие чего водо-нефтяная полоса (часть залежи с подошвенной водой) здесь значительно уже, чем на пологом северо-западном крыле. С учетом этой особенности нагнетаемые скважины расположены здесь ближе к внешнему эксплуатационному ряду скважин. Поскольку песчаные коллекторы обладают на этом участке лучшей характеристикой, то производительность нагнетательных и эксплуатационных скважин здесь больше, т. е. темпы разработки залежи выше.
В результате высоких темпов разработки на юго-восточном крыле структура контуры нефтеносности переместились на значительные расстояния. Текущий внешний контур пересек линию начального внутреннего контура и продвинулся по залежи к своду структуры, перейдя первый, а местами второй и третий ряды эксплуатационных скважин.
К настоящему времени на этом крыле появилась площадь (в виде полосы), где выработка залежи в основном закончена, пласты обводнились и дальнейшего вымывания нефти согласно промысловым данным не происходит. Между тем процентное извлечение нефти по этой площади значительно ниже запроектированного. Такой вывод подтверждается следующими данными.
А. Контрольные скв. 67 и 1406, пробуренные на юго-восточном крыле складки для выяснения остаточной нефтенасыщенности песчаников пластов ДI и ДII, показали, что после полного обводнения в этих пластах остались неизвлеченными значительные запасы нефти.
В разрезах скв. 67 и 1406 пласты представлены монолитными мощными песчаниками, из которых поинтервально через 0,5 м был взят керн. В скважинах были проведены промысловые радиоэлектрометрические исследования с использованием всех известных модификаций.
Для полноты исследований керновый материал был разделен и передан ВНИИ, ЦНИЛ «Туймазанефть» и УфНИИ для совместного анализа.
Скв. 67. Работники местной геофизической службы на основании анализа материала, собранного по скважине, пришли к выводу, что в верхней части мощного пласта ДI остаточная нефтенасыщенность песчаников достигает 60-70%. Кроме того, они предполагают в пласте наличие опресненной воды, хотя пласт до начала разработки был полностью нефтяным. Это значит, что пресная вода, нагнетаемая за контуром, дошла до скв. 67.
После электрометрических измерений в скважину спустили 6" колонну, зацементировали ее и, не вскрывая пласта, в течение 2 лет проводили радиометрические исследования через колонну. За истекшее время каких- либо изменений в радиометрической характеристике пласта не зафиксировано. Затем кумулятивной перфорацией вскрыли кровлю пласта и получили фонтанный приток воды удельного веса 1,02. Это почти пресная вода без промышленной нефти.
Анализ керна, проведенный ЦНИЛ и УфНИИ, показал, что остаточная нефтенасыщенность верхней части пласта ДI составляет 30-40%. ВНИИ до сих пор не дал своего заключения об анализах.
Скв. 1406. Оригинальные данные, полученные в разрезе пластов ДI и ДII этой скважины, нами опубликованы [4]. Отметим, что по этой скважине остаточная нефтенасыщенность образцов из явно нефтенасыщенных песчаников пласта ДI и из промытых песчаников пласта ДII оказалась по данным лабораторного анализа одинаковой и составляет примерно 30%.
Очевидно, что часть нефти из образцов (в большем количестве из керна пласта ДI и в меньшем из керна пласта ДII) была вымыта промывочной жидкостью во время обуривания их и особенно во время подъема керна от забоя на поверхность.
Данные по этим двум скважинам свидетельствуют о том, что даже в наиболее высокопродуктивных участках залежей с наилучшими физическими параметрами коллектора нефтеотдача не достигает проектных величин.
Б. Темпы обводнения эксплуатационных скважин южного крыла нагнетаемой необработанной водой могут вызвать значительные потери нефти.
Динамика обводнения эксплуатационных скважин этого крыла отлична от скважин северо-западного, более пологого крыла как по темпам, так и по характеру.
На северо-западном крыле эксплуатационные скважины десятки лет подают обводненную нефть, тогда как на юго-восточном крыле промежуток времени от появления воды в скважине до полного ее обводнения не превышает нескольких месяцев. При этом следует отметить, что эксплуатационные скважины северо-западного крыла подают с нефтью соленую пластовую воду, тогда как во многих обводнявшихся эксплуатационных скважинах юго-восточного крыла фиксируется быстрое опреснение ее. Есть даже случаи полного обводнения пласта пресной нагнетаемой водой.
Например, на юго-восточном крыле эксплуатационные скв. 7, 500, 722, 897, 1023, 1117, 1276 и другие при суммарном отборе нефти ниже проектного обводнились и в некоторых из них вода почти целиком опреснилась.
Поэтому одной из причин низкой нефтеотдачи может быть вытеснение нефти пресной водой, которая прошла по пласту от нагнетательных скважин до эксплуатационных. Пластовой воды, двигающейся перед нагнетаемой в виде оторочки и обладающей, несомненно, более высокими отмывными способностями, оказалось недостаточно. Поэтому можно предполагать, что нефтеотдача будет полнее там, где нефтяные песчаники подвергаются промывке более длительное время и большим количеством собственной минерализованной воды. В этом отношении геологические условия наиболее благоприятны на северо-западном крыле структуры и в местах перетоков пластовой воды Д в нефтяные песчаники ДI.
Цель настоящей статьи сводится к тому, чтобы еще раз подчеркнуть необходимость срочного изучения проблем, связанных с нефтеотдачей, с полнотой выработки запасов нефти. В нефтяной литературе о нефти поэтому важнейшему вопросу редко можно встретить что-либо новое.
Многочисленные конструкторские организации никаких усилий не прилагают к тому, чтобы дать промышленности глубинный керноотборник, а ведь только при помощи такого прибора мы можем определить, сколько, нефти (в процентах от запасов) извлечено и сколько осталось в недрах.
На основании приведенного материала можно сделать вывод, что эти потери значительны. Мы уверены, что если научно-исследовательские и конструкторские организации совместное производственниками творчески займутся вопросами повышения нефтеотдачи наших месторождений, то потери могут быть снижены до минимума.
В первую очередь необходимо заняться выявлением качественной характеристики нагнетаемой воды, обеспечивающей практически максимальное вымывание нефти из пластов.
Изучение качества нагнетаемой воды становится неотложным еще и потому, что в настоящее время пресную воду в огромных количествах закачивают не только за контур, где она контактируется с пластовой водой, но и внутрь залежи нефти, где пресная вода попадает непосредственно в нефтяную среду.
Как было показано выше, пластовая вода обладает высокими отмывными способностями, а пресная необработанная вода резко снижает проницаемость коллекторов. Следовательно, отмывные способности пресной воды в условиях пласта, да еще целиком заполненного нефтью (например, при внутриконтурной закачке), вызывают сомнения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Рубенштейн Л.Н. Изучение коэффициентов нефтеотдачи девонских песчаников при отмывке нефти подрусловой, подготовленной и пластовой водами. Фонды УфНИИ, 1949.
2. Березин В.М. Изучение нефтеотдачи и фазовой проницаемости образцов девонских песчаников в условиях, приближающихся к пластовым. Фонды УфНИИ, 1954.
3. Золоев Т.М., Кобелева В.А., Шелдыбаева Н.А. Темпы и полнота выработки залежей нефти. Нефтяное хозяйство, № 10, 1958.
4. Золоев Т.М. О нефтеотдаче пластов. Геология нефти, 1958, № 6.
НПУ Туймазанефть
Таблица
|
Скважины |
Промывочная жидкость |
Дебит нефти, т/сутки |
|
|
до капитального ремонта |
после капитального ремонта |
||
|
669 |
Пресная вода |
23,6 |
5,1 |
|
306 |
Девонская вода уд. веса 1,19 с добавкой НЧК |
37,6 |
44,0 |
|
515 |
Пресная вода |
19,0 |
13,5 |
|
1176 |
Девонская вода уд. веса 1,19 |
15,5 |
25,5 |
