По поводу статей о нефтеотдаче
См. литературу [1-6].
С. Н. ШАНЬГИН
В первой статье Т.М. Золоев [1] справедливо констатирует, что «... мы пользуемся при рассуждении о нефтеотдаче только догадками и предположениями». Такой метод наглядно иллюстрируется второй статьей при определении нефтеотдачи по отдельным участкам Туймазинской и Александровской площадей [2]. Границы этих участков, контур подсчета начальных запасов и текущих внутреннего и внешнего контуров нефтеносности воспроизведены на рис. 1, заимствованном из этой статьи, но освобожденном от точек расположения скважин и изопахит общей мощности пласта ДI, которые ничем не помогают судить о распределении запасов нефти. В статье не указано, в зависимости от какой коллекторской характеристики «В 1957г. группой разработки НПУ Туймазанефть были подсчитаны начальные запасы по участкам», по которым приводится добыча нефти на 1 января 1958 г. в процентах от этих начальных запасов в таблице, составленной автором настоящей статьи из табл. 1 и 2 цитированной статьи.
В результате сопоставления карты и таблицы можно согласиться с тем, что темпы эксплуатации участков существенно различны. Но это и неизбежно при разработке каждой достаточно обширной залежи, требующей значительного срока для полного ее разбуривания.
При этом всегда имеются участки, на которых добыча нефти развивается раньше. Однако и соседние с ними тоже дренируются, хотя на них еще нет скважин или их имеется незначительное количество.
По-видимому, так это и происходило с участками XV и XVI, для которых не указана добыча в таблице, но из текста статьи следует, что к 1958 г. они уже обводнились полностью в процессе разработки пласта ДI. Указание же на использование к этому сроку «лишь 4% запасов» участка XIV свидетельствует еще раз о правильности отмеченного положения. По карте видно, что линия текущего контура на участке XIV определяет извлечение около половины его запасов (а не 4%) и эти запасы несомненно извлечены скважинами, расположенными на участках XI и XII, по которым в таблице приводится максимальная «выработанность», в пределах 37-38% их первоначальных запасов. Точно такое же объяснение можно сделать по поводу «выработанности» до 41,8% от первоначальных запасов участка VI Александровской площади: скважины, расположенные на нем, значительную часть добытой нефти получили из запасов участка VIII, использование которых на 14,2% явно не соответствует указанному на карте продвижению контура нефтеносности.
В соответствии с этими случаями непринятия во внимание добычи нефти за счет ее притока из соседних участков, указанный в статье коэффициент нефтеотдачи 0,56 по обводнившимся участкам XV и XVI должен внушать не сомнение, отмеченное авторами статьи, а, наоборот, уверенность в правильности принятого при подсчете запасов коэффициента 0,64.
В статье Г.Т. Мовмыги [4] такой же метод определения нефтеотдачи описывается для почти полностью обводнившихся пластов XVI и XXII Ново-Грозненского месторождения и XII пласта Ташкалинского (являющегося аналогом XVI). При этом на стр. 44 указывается следующая зависимость нефтеотдачи от числа и расположения эксплуатационных скважин.
«При разработке нефтяных залежей, подобных XVI и XXII пластам Ново-Грозненского и XII пласту Ташкалинского месторождений, обладающих хорошими коллекторскими свойствами (средняя проницаемость 1,7-2 дарси) и ярко выраженным водонапорным режимом, увеличение числа скважин сверх необходимого при расстояниях между ними 250-300 м (при правильном размещении их на структуре) на нефтеотдачу пластов практически не влияет».
Если считать такой вывод обоснованным, то какое же расстояние между скважинами для оптимальной нефтеотдачи следует рекомендовать по пластам упруго-водонапорного режима с проницаемостью 0,4-0,6 дарси? Очевидно, значительно меньше 250 м. Значит ли это, что все проекты разработки, осуществляемые на Туймазинском, Бавлинском, Ромашкинском и других месторождениях, с расстояниями между скважинами 400, 500, 600 м, далеко не обеспечивают оптимальную нефтеотдачу пластов? Такой ответственный вывод требует внимательного рассмотрения принятого для него обоснования. Главное в этом обосновании, как и в рассмотренной статье Т.М. Золоева, это определение коэффициента нефтеотдачи, как отношения добытой нефти к первоначальным промышленным запасам, подсчитанным объемным методом. Разница в том, что по Туймазинскому месторождению «выработаны» лишь отдельные участки (XV и XVI), а грозненские пласты по существу полностью обводнились. Согласно расчетам Г.Т. Мовмыги коэффициент нефтеотдачи на 1 января 1957 г. составляет по XVI пласту 0,878, по XXII - 0,968, по XII (на 1 января 1958 г.) - 0,831. Так как эксплуатация этих пластов на форсированном режиме отбора продолжается, то, очевидно, эти и без того внушительные цифры должны еще увеличиваться.
Слабая сторона метода кроется в ошибках объемного способа подсчета запасов. В частности, для условий Ново-Грозненского месторождения, как видно из рис. 2, нельзя с большой точностью установить положение первоначального контура: пласты, особенно нижние, круто падают, местами до вертикального и, возможно, опрокинутого положения. Скважины вращательного бурения в первые годы его применения имели большое искривление, угол и особенно направление которого измерялись тогда примитивными способами. Считалось, что направление искривления строго перпендикулярно к простиранию. Это видно на схематической структурно карте XVI пласта (рис. 3). Между тем, как видно по положению забоев скважин, выбывших к началу 1933 г. из эксплуатации вследствие продвижения контура (например, скважины 2/22 и 36/23 по отношению к скв. 31/23), это далеко не бесспорно. Разница же принятого при подсчете положения контура всего на 10 м дает изменение цифры запасов до 5%.
Но главной причиной ошибочных выводов Г. Т. Мовмыги является неправильность перенесения скважин с их суммарной добычей из условий «бессистемного» расположения (Система расположения скважин от контура к своду исходила из доминирующего до 1930 г. положения, что единственным фактором их фонтанирования является газ, заключенный в сводовой части. См. «Труды комиссии акад. Губкина» - ОНТИ, 1932.) в систему 1, 2 и 3 рядов на определенных расстояниях с расположением их на сводовой части структуры.
При этом «скважины подбирались в порядке их дебитности и времени ввода в эксплуатацию». Интересно отметить, что в однорядном варианте Г. Т. Мовмыги таких скважин двадцать две. Число это (может быть совершенно случайно) совпадает с 22 скважинами, указывавшимися в моем докладе на первом съезде ВНИТО нефтяников - что эти 22 скважины из общего количества 124 на начало 1933 г. дали 63% всей добычи по XVI пласту. На рис. 3 указано их расположение, а также, что восемь из них (в том числе и скв. 2/17, первая давшая мощный фонтан) выбыли из эксплуатации до 1933 г. Сущность моего доклада, сделанного на основании наблюдений прогрессирующей интерференции скважин, кратко изложена в книге А.П. Крылова и др. «Научные основы разработки нефтяных месторождений» (Гостоптехиздат, 1948). Содержание доклада показывает, что убывающее нарастание нефтеотдачи, определенное Г.Т. Мовмыгой, отражает лишь интерференцию скважин, но не характеризует зависимости увеличения нефтеотдачи от числа скважин.
Между тем, неразрешенный вопрос о нефтеотдаче пластов продолжает беспокоить нефтяников, что убедительно показано в последней статье Т.М. Золоева [3] и в отклике на нее Г.К. Максимовича [5]. Совершенно правильно в этих статьях чувствуется установка, что решение проблемы нефтеотдачи следует искать не в лабораторных экспериментах, а на скважинах нефтепромыслов. Если будет найден надежный метод определения нефтенасыщенности пласта непосредственно в скважинах, он позволит путем наблюдений за уменьшением нефтенасыщенности определять нефтеотдачу в конкретных условиях эксплуатации и при определенных свойствах пласта. Применение бурения на нефти при отборе керна для определения количества «погребенной» воды и отсюда - нефтенасыщенности, как рекомендует Г.К. Максимович, для условий уже обводнявшегося пласта, по-видимому, не даст правильного ответа.
Ведь промывочной нефтью, как более вязкой жидкостью, вступившая в пласт вода легко будет вымываться из керна. Об этом свидетельствуют многочисленные случаи, когда после нефтяной ванны (при прихватах инструмента) извлекали «нефтяной» керн, выбуренный в водоносном пласте. Поэтому изучение нефтенасыщенности и нефтеотдачи в промысловых условиях, на скважинах требует благоприятной обстановки. Нам кажется, что такая обстановка имеется при бурении и освоении «разрезающих» рядов нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения (и, возможно, Арлано-Дюртюлинского и Шкаповского месторождений в Башкирии). Некоторые соображения по этому поводу изложены в небольшой статье [6]. Они сводятся к получению вещественного обоснования для более достоверной интерпретации промыслово-геофизических измерений вообще и радиометрических в частности в скважинах, которые в дальнейшем могли бы применяться во всех (или выборочных) эксплуатационных скважинах. Для этого в некоторых промежутках между временно добывающими нефть и постепенно обводняющимися фонтанными скважинами и скважинами, нагнетающими воду в пласт, нужно бурить и затем определенное время исследовать специальные оценочные скважины для наблюдения по ним изменения нефтенасыщенности пласта,
ЛИТЕРАТУРА
1. Золоев Т.М. О нефтеотдаче пластов. Геология нефти, 1958, № 6.
2. Золоев Т.М., Кобелева В.А., Шелдыбаева Н.А. Темпы и полнота выработки залежей нефти. Нефтяное хозяйство, № 10, 1958.
3. Золоев Т.М. Еще раз о нефтеотдаче. Геология нефти и газа, 1959, № 6.
4. Мовмыга Г.Т. Влияние числа эксплуатационных скважин на коэффициент нефтеотдачи. Геология нефти и газа, 1959, № 5.
5. Максимович Г.К. О статье Т. М. Золоева. Геология нефти и газа, 1959, № 7.
6. Шаньгин С.Н. Об оценочных и контрольных скважинах на Ромашкинском месторождении. Татарская нефть, № 4, 1958.
ТатНИИ
|
Участки |
Туймазинская площадь |
Участки |
Александровская площадь |
|
I |
29,7 |
I |
16,6 |
|
II |
30,4 |
II |
38,3 |
|
III |
12,1 |
III |
30,8 |
|
IV |
24,2 |
IV |
18,5 |
|
VI |
6,4 |
V |
28,4 |
|
VIII |
18,4 |
VI |
41,8 |
|
IX |
13,5 |
VII |
19,1 |
|
XI |
38,6 |
VIII |
14,2 |
|
XII |
36,9 |
|
|
|
XIV |
4,0 |
|
|
1 - контур подсчета начальных запасов; 2 - текущий внешний контур нефтеносности; 3- текущий внутренний контур нефтеносности; 4 - граница Туймазинской и Александровской площадей.
Рис. 2. Гидрогеологический профиль через Октябрьское месторождение (по Г.М. Сухареву).
1 - нефть; 2 - подгруппа сульфатно-хлоридно-щелочных вод гидрокарбонатно-натриевого типа; 3 - воды хлоридно-кальциевого типа; 4 - направление подземного стока.
Рис. 3. Схематическая структурная карта XVI пласта.
1 устье скважины, ее номер; 2 - забой; 3 - изогипсы кровли XVI пласта; 4 - начальный контур нефтеносности; 5-сбросы; 6 - скважины, не эксплуатируемые с января 1933 г.