К оглавлению
Геологические
основы выбора системы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения
М.X.
Мусин, Ф.К. Салманов, В.К. Федорцов, Ф.З. Хафизов
ОТ
РЕДАКЦИИ:
Центральной
комиссией по разработке нефтяных месторождений СССР широко обсуждена и принята,
а коллегией Министерства нефтяной промышленности утверждена в июне 1972 г.
Принципиальная схема разработки Самотлорского месторождения.
Публикуемая
статья содержит ряд предложений по применению новых систем разработки
(заводнение при ячеистом расположении нагнетательных скважин, расположение
нагнетательных рядов с учетом локальных осложнений тектонических структур,
применение различных вытесняющих агентов и др.), которые могут иметь отношение
не только к Самотлорскому месторождению, но и при выборе систем разработки для
других месторождений.
В
связи с этим редакция приняла решение опубликовать эту статью в порядке
обсуждения.
Уникальное Самотлорское
нефтегазовое месторождение приурочено к положительной структуре второго порядка
- одноименному куполовидному поднятию Нижне-Вартовского свода. По опорному
отражающему горизонту Б (баженовская свита верхней юры) это поднятие оконтуривается
сейсмоизогипсой -2400 м и имеет изометрическую форму с несколько изрезанными
контурами. Поднятие осложнено локальными структурами третьего порядка:
Самотлорской, Мартовской, Северо-Самотлорской, Белоозерной, Новогодней и
Больше-Черногорской, разделенными неглубокими прогибами и седловинами.
Структуры оконтуриваются сейсмоизогипсами -2350 и -2375 м и имеют амплитуду 50-100
м.
По отражающему горизонту
М, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Самотлорского
поднятия существенно меняется. Белоозерное, Мало-Самотлорское, Мартовское
поднятия выполаживаются, превращаясь в осложнения Самотлорского поднятия,
имеющего амплитуду 100-125 м.
Отражающие горизонты Б и
М обрисовывают структурные планы соответственно нижних и верхних продуктивных
интервалов месторождения.
В месторождении выявлены
залежи нефти, приуроченные к горизонтам Б10, Б8, Б0,
A8, А6, А4-5, А3,
А2, А1. Ниже приводится их краткая
физико-литологическая характеристика. Некоторые данные о параметрах
продуктивных пластов сведены в таблицу.
Продуктивный горизонт Б10
расчленяется на пласты Б102, Б101, Б100, которые отличаются друг от
друга характером распространения по площади месторождения. На Мартовском
поднятии горизонт Б10 отсутствует.
Пласт Б102
прослеживается на Северо-Самотлорском и большей части Самотлорского и
Белозерного поднятий. На западе месторождения восточнее линии скв. 14, 13, 35,
44, 41-р проходит граница замещения коллекторов глинистыми разностями пород.
Значительная глинизация коллекторов наблюдается в центральной части
месторождения. Наибольшие значения эффективных мощностей коллекторов отмечены
на Северо-Самотлорском (скв. 24 - 12,8 м) поднятий.
Пласт Б101
прослеживается в пределах юго-восточной части Северо-Самотлорского, Белоозерного,
Самотлорского, Южно-Белоозерного и Новогоднего поднятий и отсутствует на
северо-западе месторождения. Эффективная мощность коллекторов постепенно
увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях. Скв. 50 вскрыта
максимальная мощность пласта 17,6 м.
Пласт Б101
развит в северной части месторождения - на Больше-Черногорском северном склоне
Самотлорского и северо-восточном окончании Белоозерного поднятий. Мощность
песчаников не превышает 11,6 м.
В целом эффективная
мощность горизонта Б10 увеличивается в северном, южном и
юго-восточном направлениях. Сложен он песчаниками серыми и буровато-серыми,
мелкозернистыми, реже среднезернистыми, с частыми прослоями крупнозернистых
алевролитов. По составу песчаники аркозовые, зачастую с преобладанием кварца, реже
полимиктовые. Обломочный материал составляет в среднем 90-95% породы, реже 80-85%.
В аркозовых разностях песчаников содержится (в %) кварца 30-45, иногда до 50 и
более, полевых шпатов до 40-50 и обломков кремнистых, кварцевых,
кварцево-слюдистых и эффузивных пород до 15-20. В полимиктовых разностях
песчаников несколько уменьшается содержание кварца и полевых шпатов, но до 25-30%
увеличивается доля обломков пород. Отсортированность пластического материала в
основном средняя. Состав цемента глинисто-хлоритовый и гидрослюдистый, реже
каолинитовый. Тип цемента пленочный и смешанный (порово-пленочный), причем
преобладает пленочный хлоритового состава. Алевролиты по составу и характеру
обломочного материала, по типу и составу цемента аналогичны песчаникам.
Пласты коллекторов
переслаиваются и фациально замещаются плотными мелкозернистыми алевролитами и
аргиллитами, реже плотными известковыми песчаниками.
Продуктивный горизонт Б81 делится на пласты Б82, Б81 и Б80.
Пласт Б82 по сравнению с пластами Б81
и Б80 имеет ограниченное распространение и относительно
небольшую эффективную мощность коллекторов. Развиты они в пределах Мартовского,
южного и восточного склонов Самотлорского, Северо-Самотлорского, северной и
центральной частей Белоозерного поднятий. Контуры участков замещения песчаников
малопроницаемыми породами довольно сложные и захватывают не только склоны, но и
центральные части локальных поднятий. В наиболее приподнятой части
Самотлорского и большей части Белоозерного поднятий песчаники сильно заглинизированы.
Пласт Б81 распространен
повсеместно. Наименьшая эффективная мощность песчаников отмечена на поднятии
Белоозерном (скв. 19 - 7 м), а максимальная - на Самотлорском (скв. 201-27,6
м).
Пласт Б80 также повсеместно
распространен. Песчаники заглинизированы лишь в пределах Мартовского поднятия.
Их эффективная мощность постепенно увеличивается в восточном направлении до 9,8
м.
В пласте Б8 коллекторы представлены в
основном светло-серыми и серыми песчаниками мелко- и среднезернистыми. По
составу песчаники аркозовые или кварцевые, реже полимиктовые. Обломочный
материал хорошо отсортирован и составляет в среднем 90-95% породы. Он
представлен кварцем, полевыми шпатами, слюдой и обломками кварцевых,
кремнистых, кварцево-слюдистых и эффузивных пород. В аркозовых песчаниках
содержание кварца составляет 35-45%, полевых шпатов 40-50% и обломков пород до
15-20%. В полимиктовых разностях песчаников содержание обломков пород
увеличивается до 25-30%, а кварца и полевых шпатов, примерно, до 30-35%.
Глинистость песчаников в среднем составляет 9,3%, примесь алевролитового
материала в отдельных прослоях - 25%. Цемент глинистый, реже карбонатный.
Наиболее распространен хлоритовый цемент пленочного типа и в меньшей степени
гидрослюдистый и хлорит-гидрослюдистый порового и порово-пленочного типа. В
целом коллекторы горизонта отличаются от выше- и нижележащих продуктивных
пластов выдержанностью по мощности и по составу. Прослои аргиллитов, глинистых
алевролитов и известковистых песчаников имеют подчиненное значение.
Продуктивные горизонты А4-5, А3,
А2, А1 выделяемые в верхней части вартовской
свиты, характеризуются крайне неоднородным строением. Каждый из них
представляет собой пачку чередующихся прослоев и линз песчаников, алевролитов и
аргиллитов, сильно изменяющихся в мощности как по разрезу, так и по простиранию
(рис. 1). В пределах Мартовской площади горизонт А4-5 расчленяется снизу вверх
на пласты A5, А42
и А41.
Горизонт А4-5 отличается от других
горизонтов большими значениями мощностей песчаных пластов. Максимальные
величины суммарных мощностей песчаников фиксируются в центральной, западной и северо-западной
частях месторождения (в скв. 45 до 55,8 м). Отдельные пласты песчаников имеют
мощность до 15-20 м. Однако и этот горизонт подвержен значительной фациальной
изменчивости. Например, в скв. 10 и 10а, пробуренных на расстоянии 50 м одна от
другой, суммарная мощность коллекторов соответственно составляет 37,4 и 19,8 м.
Песчаники этого горизонта серые и буровато-серые, мелкозернистые, глинистые,
алевритистые. По составу они большей частью полимиктовые, реже аркозовые или
преимущественно кварцевые. Отсортированность обломочного материала сравнительно
хорошая. Состав цемента песчаников хлоритовый, хлорит-гидрослюдистый, реже
каолинитовый и в очень редких случаях кальцитовый и лейкоксеновый. Тип цемента
смешанно-пленочный, порово-пленочный и поровый.
Горизонт А3 от
А4-5 отделяется пачкой
аргиллитов мощностью от нескольких метров до 10 м. Коллекторами служат
песчаники серые, мелкозернистые, глинистые, аркозовые, полимиктовые. Обломочный
материал представлен кварцем, полевыми шпатами, слюдами и обломками кремнистых,
кварцевых, реже эффузивных пород. Содержание его составляет 70-85% породы.
Сортировка обломочного материала средняя, нередко слабая. Содержание глинистой
фракции в песчаниках не превышает 12,5%. Песчаники постепенно переходят в
крупнозернистые, глинистые алевролиты. В пределах месторождения песчаники
развиты повсеместно. Максимальные мощности их приурочены к юго-западной части
Мартовского и северо-западному окончанию Самотлорского поднятий (в скв. 14 -
20,6 м). Увеличенные мощности зафиксированы в присводовых частях Белоозерного
(скв. 55-11,6 м) и Северо-Самотлорского (скв. 10-15,2 м) поднятий. В
центральной части месторождения мощность песчаников изменяется от 1,5 до 12 м.
В восточном направлении она постепенно сокращается. Цемент песчаников
неоднороден.
Горизонт А2
сложен песчаниками буровато-серыми мелкозернистыми, преимущественно аркозовыми,
реже полимиктовыми. Обломочный материал представлен кварцем, полевыми шпатами и
обломками кварцевых, кварцево-слюдистых и эффузивных пород. Преобладают обломки
кварцевых пород. Отсортированность средняя, иногда хорошая. Количество цемента
в песчаниках не более 5-10%, а в алевролитах до 20%. Состав цемента хлоритовый
или хлорит-гидрослюдистый, реже каолинитовый и лейкоксеновый. Наиболее
распространен пленочный тип цемента, в меньшей степени поровый и
порово-пленочный. В пределах месторождения песчаники распространены
неравномерно. Наибольшая мощность песчаников наблюдается в западной, южной,
центральной и восточной частях месторождения (скв. 321 -20,2 м), а минимальная -
к прогибу между Северо-Самотлорским и северным окончанием Белоозерного
поднятиями (скв. 18 - 1 м).
Горизонт A1 расчленяется на пласты А12
и А11, которые существенно различаются по распространению
и строению.
Пласт А12 развит преимущественно на повышенных участках
локальных поднятий, осложняющих Самотлорское куполовидное поднятие. Сложен он
мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами аркозовыми, в
меньшей степени кварцевыми и полимиктовыми. Обломочный материал выражен
кварцем, полевыми шпатами, обломками кварцевых, кремневых, реже эффузивных и
метаморфических пород. Отсортированность материала средняя и хорошая.
Содержание глинистой фракции в коллекторах не превышает 16%. Цемент по составу
глинистый, хлоритовый, реже гидрослюдистый или каолинитовый, а по типу в
основном пленочный. Наибольшие значения суммарной мощности коллекторов
приурочены к Белоозерному (в скв. 19 -30.4 м) и Самотлорскому (в скв. 45 - 19.4
м) поднятиям, причем в центральной части последнего породы-коллекторы замещены
глинистыми разностями. Эта зона замещения распространяется на большую часть
Мартовского поднятия.
Пласт А11
установлен в пределах южной, восточной, северной и центральной частей
Самотлорского поднятия. Характерной особенностью его строения является тонкое,
линзовидно-прерывистое чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Коллекторами служат песчаники мелкозернистые алевритистые и алевролиты, причем
последние несколько преобладают. По составу полимиктовые, реже аркозовые или
преимущественно кварцевые. Обломочный материал составляет 80-90%. В
полимиктовых разностях содержание обломков кремнистых, кремнисто-слюдистых и
эффузивных пород достигает 20-25%. Отсортированность обломочного материала
слабая, иногда средняя. Содержание глинистой фракции в коллекторах до 25%.
Цемент песчаников преимущественно глинистый, хлоритовый, гидрослюдистый, реже
каолинитовый, а по типу пленочный и порово-пленочный, в карбонатных разностях
порово-базальный или базальный. Максимальная суммарная мощность пласта 28,7 м
вскрыта скв. 326.
Приведенные выше
особенности строения продуктивных пластов и горизонтов существенно влияют на
характер связанных с ними нефтяных и нефтегазовых залежей. В пласте Б102
выявлены три залежи нефти, две из них относятся к типу
структурно-литологических и одна к пластовой сводовой. ВНК в них фиксируется на
отметках от -2137 до -2146 м. Две залежи нефти открыты в пласте Б101
- одна структурно-литологическая, а другая пластовая сводовая. ВНК в них
отбивается на отметках от -2146 до 2158 м. С пластом Б100
связана залежь нефти структурно-литологического типа, ВНК в которой приурочен к
отметке -2171 м.
Ко всем трем пластам
горизонта Б8 приурочена крупная нефтяная залежь пластового сводового
тина с единым ВНК, который отбивается в пределах отметок от -2071 до -2078 м.
На Мартовской площади
месторождения сравнительно небольшие залежи нефти пластового сводового типа
выявлены в пластах Б0, A8, A6. ВНК в них соответственно
залегают на отметках -1827, -1777, - 1746 м.
Как упоминалось ранее,
горизонт А4-5 в пределах Мартовской
площади расчленяется на три обособленных пласта A5, А42,
А41, в которых обнаружены залежи нефти пластового
сводового типа с самостоятельными ВНК, залегающими соответственно на отметках -1725,
-1711 и -1691 м. На других площадях месторождения к горизонту А4-5 приурочена единая крупная нефтяная
залежь пластового сводового типа. Залежь в пределах площади подстилается
подошвенной водой. ВНК в ней фиксируется на отметках от -1681 до -1690 м.
В горизонте А3 обнаружена нефтегазовая
залежь пластового сводового типа. Газовая шапка приурочена к наиболее
повышенной части Самотлорского куполовидного поднятия. ВНК в залежи отбивается
на отметках от -1680 до -1682 м, а ГНК на отметке -1610 м.
Нефтегазовая залежь
пластового сводового типа выявлена также в горизонте А2. ВНК залегает здесь на
отметках от -1685 до -1693 м. Высота газовой шапки около 20 м, а ГНК проводится на отметках от -1609
до -1611 м.
В горизонте A1 открыта единая крупная
залежь нефти с огромной газовой шапкой. Залежь пластовая сводовая, ВНК в ней
залегает на отметках от -1670 до -1682 м, а ГНК на -1611 м. Высота газовой
шапки около 60 м.
Нефти охарактеризованных
залежей смешанного типа с преобладанием метановых углеводородов. В пластовых
условиях их удельный вес изменяется от 0,733 до 0,793 г/см3;
вязкость - от 0,895 до 2,4 сП и давление насыщения от 96 до 137 ат. В целом по
месторождению наблюдается улучшение свойств нефтей с глубиной. Газ в газовой
шапке от растворенного в нефти газа отличается меньшим содержанием тяжелых
компонентов углеводорода. В газовой шапке присутствует также конденсат.
Таким образом,
характерной особенностью Самотлорского месторождения являются: приуроченность
его к большой группе локальных поднятий и разделяющих их прогибов и седловин;
многопластовость; резкие различия в строении и природных свойствах продуктивных
пластов и горизонтов; сочетание разнотипных нефтяных и нефтегазовых залежей с
огромными запасами нефти и газа. Именно эти геологические факторы должны быть
определяющими при выборе системы его разработки. Как известно, система
разработки подобных месторождений складывается из: выделения эксплуатационных
объектов; принципов размещения и плотности сетки эксплуатационных скважин,
определения очередности разбуривания отдельных площадей и объектов разработки,
способы воздействия на залежи и рабочего агента, используемого для вытеснения
нефти из пласта. По нашему мнению, в генеральной схеме разработки этого
уникального месторождения, составленной институтами ВНИИ и Гипротюменнефтегаз,
приведенные выше геологические факторы не нашли должного отражения.
Исходя из особенностей
строения продуктивных горизонтов, расчлененности каждого из них на ряд пластов,
резкого различия их параметров, характера нефтяных и нефтегазовых залежей и
величины содержащихся в них запасов нефти и газа было бы целесообразным
выделить в разрезе месторождения пять самостоятельных эксплуатационных
объектов: Б10,
Б8, А4-5,
А3-А2 и А1. Однако бурение пяти сеток
эксплуатационных скважин на данной стадии освоения месторождения является
нерациональным. В генеральной схеме рекомендуется выделить три эксплуатационных
объекта: Б10-Б8, А4-5 и A1 (совместно) и А3-А2,
причем горизонт Б10 отнесен к числу возвратных объектов.
Эксплуатацию этого горизонта предлагается осуществить фондом эксплуатационных
скважин вышележащего горизонта Б8 после полной выработки его запасов.
Разработка горизонта Б10, приравниваемого по запасам к крупнейшему
месторождению, законсервируется на долгие годы. Подобная рекомендация
неприемлема. Он должен быть выделен в самостоятельный объект разработки и
введен в эксплуатацию в ближайшие годы. Учитывая, что контур нефтеносности
залежи горизонта А4-5 в плане меньше контура газовой шапки
горизонта A1, эти горизонты объединены в
один эксплуатационный объект. После выработки запасов горизонта А4-5 фонд эксплуатационных
скважин предполагается возвратить для выработки запасов нефти части горизонта А1,
расположенной под газовой шапкой. До решения вопроса о рациональных путях
использования огромных запасов газа газовой шапки этот вариант, как
предварительный, приемлем. В целом, в разрезе Самотлорского месторождения пока
целесообразно выделить четыре эксплуатационных объекта с самостоятельными
сетками скважин: Б10, Б8, А4-5 и A1 (совместно) и А3-А2.
Известно, что на многих
крупных месторождениях размещение эксплуатационных скважин производилось с
учетом тектонических особенностей структур. Исключение составляет Ромашкинское
месторождение. Выше было указано, что Самотлорское месторождение приурочено к
большой группе локальных поднятий, амплитуды которых по нижним эксплуатационным
объектам равны 50-100 м, а по верхним объектам их очертания сглаживаются и
амплитуды уменьшаются. Однако в генеральной схеме размещение эксплуатационных и
нагнетательных скважин произведено без учета структурных особенностей
Самотлорского месторождения. Все эксплуатационные объекты месторождения рядами
нагнетательных скважин расчленены на полосы одинаковой ширины. Полосы
протягиваются с северо-запада на юго-восток через все месторождение рассекая
как локальные поднятия, так и разделяющие их прогибы и седловины. Опыт
разработки многих крупных месторождений страны подтверждает целесообразность
размещения нагнетательных скважин, в первую очередь, в естественных понижениях -
прогибах и седловинах. Если подобная система воздействия на некоторые участки
пластов недостаточно эффективна, то можно предусмотреть дополнительные линии
нагнетательных скважин.
Принимая во внимание
существенные различия в строении продуктивных пластов и горизонтов и учитывая
многолетний опыт разработки нефтяных месторождений у нас и за рубежом, мы
считаем полосовую систему размещения скважин для Самотлорского месторождения
недостаточно эффективной, особенно для продуктивного горизонта Б10 и
группы пластов А.
Основной недостаток
расположения нагнетательных скважин в виде ряда внутри контура нефтеносности
заключается в интерференции нагнетательных скважин и в снижении их приемистости
наполовину по сравнению с одиночной скважиной в тех же условиях [3, 4].
Особенно сильно взаимодействуют нагнетательные скважины при небольших
расстояниях. В разрезающих рядах для каждого эксплуатационного объекта
Самотлорского месторождения расстояния между нагнетательными скважинами
предусмотрены в 500 м. По рекомендуемой авторами трехрядной полосе соотношение
нагнетательных и эксплуатационных скважин равно 1:1,66, т. е. предусмотрено
бурение чрезмерно большого количества нагнетательных скважин. Это приведет к
искусственному ограничению приемистости нагнетательных скважин с целью
избежания быстрого обводнения скважин прилегающих эксплуатационных рядов.
В конечном счете
потенциальные возможности нагнетательных скважин будут ограничены в 3-4 раза,
хотя приемистость первых нагнетательных скважин в горизонт Б8 даже
при их линейном расположении составляет 2500-3000 м3/сут. В
генеральной схеме формула для определения приемистости нагнетательных скважин
вызывает недоумение. Согласно формуле, отношение объема закачиваемой воды к
количеству нагнетательных скважин по пластам выражает приемистость последних,
тогда как оно выражает только объем закачиваемой воды в каждую нагнетательную
скважину. Особенностям строения залежей нефти Самотлорского месторождения
наиболее полно отвечают сотовая и семиточечная системы размещения скважин [3,
5]. При этом эффективность очагового заводнения, схема которого близка к схемам
сотовой и семиточечной систем расположения скважин, наглядно доказана на
примере многих месторождений. При сотовой системе соотношение нагнетательных
скважин к эксплуатационным равно 1:11, т.е. нагнетательные скважины будут
использованы с максимальным эффектом. Каждая «сота» как бы в миниатюре является
самостоятельной залежью с законченным технологическим циклом. Эта система
позволяет оперативно вводить в эксплуатацию месторождение по частям.
Предварительные расчеты показывают, что сотовая система обеспечивает высокий
уровень отбора в течение продолжительного времени и значительный срок
безводного периода эксплуатации.
Исключительно важное
значение имеет плотность сетки эксплуатационных скважин. Авторы генеральной
схемы для всех эксплуатационных объектов рекомендуют одну и ту же сетку - 64 га
на скважину, а с учетом нагнетательных скважин - 69,5 га на скважину. Фонд
резервных скважин для каждого эксплуатационного объекта различен. Такая редкая
сетка скважин никогда не обеспечит высокие коэффициенты нефтеотдачи. Суммарная
нефтеотдача по Самотлорскому месторождению при этой плотности сетки скважин
определена всего в 40%, а по горизонтам Б10 и A1 соответственно в 35 и
26%. Такие низкие значения коэффициентов нефтеотдачи объясняются, в первую
очередь, рекомендованной редкой сеткой скважин.
Никакие другие факторы в
данном случае не снижают коэффициентов нефтеотдачи. Некоторые исследователи
ссылаются при этом на состав коллекторов Самотлорского месторождения, объясняя
это полимиктовым составом песчаников с преобладанием в них полевых шпатов,
тогда как в районах Урало-Поволжья песчаники кварцевые и т. д. Следует
отметить, что вещественный состав продуктивных горизонтов Самотлорского
месторождения тот же, что и на соседних с ним месторождениях: Мегионском,
Соснинско-Советском, Ватинском и т. д.
В настоящее время не
вызывает сомнения тот факт, что коэффициент нефтеотдачи, помимо физико-химических
свойств коллекторов и пластовых флюидов, в большой степени зависит от плотности
сетки скважин. Например, на Туймазинском, Шкаповском и Мухановском
месторождениях при плотности сеток скважин 20-30 га, нефтеотдача по
выработанным участкам достигла 65%. На некоторых месторождениях Самарской Луки
достигнут коэффициент нефтеотдачи 62-67 %. Еще более высокие значения
коэффициента нефтеотдачи (до 80-85%) достигнуты на месторождениях
Азербайджанской ССР и Чечено-Ингушской АССР, на которых сетка скважин чрезмерно
плотная. После рассмотрения генеральной схемы разработки Самотлорского
месторождения в августе 1971 г. на заседании Центральной комиссии по разработке
нефтяных месторождений Министерства нефтяной промышленности была рекомендована
плотность сетки скважин 650х750 м для всех четырех эксплуатационных объектов.
Следовало, по-видимому, рекомендовать к внедрению равномерную сетку размещения
эксплуатационных скважин, например, 650х650 м.
К освоению Самотлорского
месторождения относится также определение очередности разбуривания
эксплуатационных объектов и отдельных его площадей. Авторы генеральной схемы
предлагают одновременное разбуривание всех эксплуатационных объектов,
обосновывая это предложение тяжелыми природными условиями. Ее правомерность у
нас вызывает большие сомнения. И вот почему. При любых условиях бурение
предусмотренного резервного фонда скважин будет осуществлено после разбуривания
всего месторождения основным фондом скважин. При одновременном разбуривании
различной степени изученности продуктивных горизонтов могут возникнуть
серьезные осложнения, ликвидация которых либо будет почти невозможна, либо
потребует огромных затрат. Поэтому нами предлагается осуществить опережающее
разбуривание относительно лучше изученного и наиболее выдержанного как по
мощности, так и по разрезу горизонта Б8 с вскрытием горизонта Б10
с тем, чтобы по мере получения новых данных о его строении и о строении верхних
эксплуатационных объектов обосновать наиболее эффективные системы разработки
отдельных участков и оперативно вводить их в эксплуатацию. Параллельно с этим
целесообразно вносить коррективы в систему разработки па участках продуктивного
горизонта Б8. Такой подход к освоению уникального Самотлорского
месторождения гарантирует выбор более эффективных систем разработки его
нефтяных и нефтегазовых залежей, а, следовательно, и плановые уровни добычи
нефти по нему будут обеспечены при меньших капитальных вложениях.
Для увеличения суммарной
нефтеотдачи месторождения существенное значение имеет правильный выбор рабочего
агента для вытеснения нефти из пластов-коллекторов. В качестве рабочего агента
для этой цели следует использовать глубинные воды мощного апт-сеноманского
водоносного комплекса. В настоящее время некоторые специалисты пытаются
доказать отсутствие разницы в вытесняющих свойствах глубинных и поверхностных
вод для нефтьсодержащих коллекторов Самотлорского месторождения и возможность
перехода к закачке поверхностных вод. Такая точка зрения ошибочна. Закачка
огромной массы холодной воды нарушает тепловой режим месторождения.
Закачиваемая вода, продвигаясь по наиболее хорошо проницаемым прослоям,
охлаждает менее проницаемые нефтеносные прослои, увеличивает их фильтрационное
сопротивление, повышает вязкость нефти, тем самым еще больше замедляет скорость
вытеснения или останавливает в них движение жидкости. Исследованиями института
ТатНИПИнефть установлено, что на Ромашкинском месторождении закачиваемая вода
принимается примерно половиной общей перфорированной мощности продуктивных
пластов, 28% мощности не работают совсем, а 22% мощности работают только
частично. В них содержится около половины извлекаемых запасов нефти
месторождения. Вследствие охлаждения пласта безводный период добычи нефти
уменьшается и нефтеотдача снижается на 6-7% [1]. На Самот- лорском месторождении
подобные отрицательные явления нельзя допускать.
Применение воды в
качестве вытесняющего агента приводит к неравномерной выработке нефтеносных
пластов и значительно снижает суммарную нефтеотдачу месторождения. Устранение
этих недостатков в последующей стадии разработки и извлечение нефти, оставшейся
в менее проницаемых пластах, может вызвать неоправданно большой перерасход
средств. К сожалению, в генеральной схеме разработки Самотлорского
месторождения другие методы воздействия на продуктивные пласты не рассмотрены.
В первые годы разработки
месторождения почти весь попутный газ будет сжигаться в факелах из-за
отсутствия потребителя. По расчетам специалистов, к 1975 г. ежегодный объем
сжигаемого в факелах попутного газа Самотлорского месторождения составит 3
млрд. м3. В расчетах ВНИИнефть не предусмотрено также использование
газового конденсата, запасы которого весьма значительны. Подобное
расточительство недопустимо.
С целью повышения
коэффициента нефтеотдачи пластов в Советском Союзе и за рубежом разработаны и
успешно внедрены в производство новые методы воздействия на нефтеносные пласты.
Применительно к особенностям строения нефтяных и нефтегазовых залежей данного
месторождения необходимо рассмотреть возможность внедрения следующих
высокоэффективных методов воздействия на пласты: закачки газа в газовые шапки,
закачки жирного попутного или обогащенного газа в нефтяные части залежей,
циклического заводнения, заводнения с нагнетанием газа, нагнетания пропановой
оторочки с проталкиванием ее газом и водой и полимерного флюдинга. На практике
установлено, что почти все эти методы позволяют получить максимальный эффект,
когда они осуществлены с самого начала разработки месторождений, т.е. до
нагнетания в их недра больших масс воды.
Приуроченность
Самотлорского месторождения к нескольким куполовидным поднятиям позволяет
осуществить разработку нефтяных и нефтегазовых залежей одновременно несколькими
эффективными методами воздействия. В частности, залежь горизонта А1
может разрабатываться путем сочетания методов закачки газа в газовую шапку с
заводнением с нагнетанием газа, циклического заводнения и нагнетания пропановой
оторочки с проталкиванием ее газом и водой. Месторождение Ренджели (США)
разрабатывается путем закачки газа в газовую шапку и воды в нефтяную часть
залежи [2]. Разработка залежи осуществляется успешно, с высоким уровнем темпа
добычи. Проницаемость нефтеносного пласта составляет 20 мД, т.е. в 10 раз
меньше проницаемости горизонта А1.
Залежи горизонтов А2
и А3, по-видимому, целесообразно разрабатывать путем сочетания
методов полимерного флюдинга с методами заводнения с газом, циклического
заводнения, нагнетания пропановой оторочки с проталкиванием ее газом и водой.
При добавке полимерных соединений повышается вязкость нагнетаемой воды,
предотвращается преждевременный ее прорыв и тем самым увеличивается
нефтеотдача. На месторождении Норсист Хэллсвил (США) между нефтяной и газовыми
зонами путем закачки полимеров был создан барьер и осуществлена их раздельная
эксплуатация. В результате месячные дебиты нефти увеличились в 6 раз и более.
На месторождениях
Озек-Суат (Северный Кавказ) и Битков (Западная Украина) ведутся промысловые
опыты по закачке жирного попутного газа, причем ожидаемый коэффициент
нефтеотдачи на первом из них составляет более 80%. На месторождении Реели (США)
проводится закачка газа под высоким давлением и, несмотря на очень низкую
проницаемость пласта (3-5 мД), достигнут коэффициент нефтеотдачи 53%.
Интенсивные работы по закачке жирного или сжиженного газа проводятся в Алжире
(Хасси-Месауд), США (Силигсон, Файервей, Рио Браво, Мидуэй-Сансет и др.), Перу
(Майл Сикс), Канаде (Голден-Спайк) и т.д. На месторождении Голден-Спайк
проектом предусматривается довести коэффициент нефтеотдачи до 96,6%. На
месторождении Силигсон коэффициент вытеснения нефти составляет почти 100%. На
месторождениях Бисти, Мидуэй-Сансет ожидается увеличение нефтеотдачи в 2 раза.
На месторождении Педро вытеснение нефти осуществлялось оторочкой сжиженного
газа с проталкиванием ее газом. Процесс уже завершен, получен коэффициент
нефтеотдачи 70% и извлечен весь закачанный пропан. На месторождениях Слотэр,
Нешес и других (США) осуществляется комбинированная закачка сжиженного и сухого
газа и воды. В результате добыча нефти на них увеличилась в 2 раза. Закачка
жидкой углекислоты или карбонизированной воды на месторождениях Колпитт, Даллес
Юнит (США) повысила дебиты скважин в 2-3 раза, а приемистость нагнетательных
скважин - на 50 %.
Многопластовость
Самотлорского месторождения, разнообразие нефтяных залежей по характеру
строения, наличие больших запасов свободного и попутного газа позволяют
одновременно внедрить с начала разработки все новые эффективные методы
воздействия на пласты. Комбинированное использование жирного попутного газа с
нагнетаемой водой не только позволит сохранить миллиарды кубометров этого
ценнейшего сырья, но и с огромной выгодой использовать его для повышения
нефтеотдачи. В ближайшем будущем будут проложены трассы газопроводов на
юго-восток страны и представится возможность использования небольшой части
транспортируемого газового потока для завершения процесса разработки
месторождения. При полосовой системе размещения скважин указанные методы
воздействия на пласты не дадут высокого эффекта, так как одновременное их
внедрение будет затруднительным. Сотовая и семиточечная системы размещения
скважин наиболее полно отвечают этим условиям, поскольку одиночное расположение
нагнетательных скважин позволяет создать наиболее благоприятные условия для
применения большого разнообразия высокоэффективных методов воздействия на
пласты. Необходимость внедрения последних диктуется еще и тем, что лабораторные
исследования кернов Самотлорского месторождения, проведенные институтом
Гипротюменнефтегаз, свидетельствуют о наличии относительно низких значений коэффициента
вытеснения нефти водой. Своевременное осуществление новых методов воздействия
на пласты по скромным оценкам позволит довести суммарную нефтеотдачу
месторождения до 65- 70%. Если учесть, что в ближайшие 10-15 лет рост добычи
нефти в Западной Сибири будет осуществляться в основном за счет ускоренного
освоения уникального Самотлорского месторождения, безотлагательность внедрения
прогрессивных систем разработки и методов воздействия на пласты на нем
становится очевидной.
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Вахитов
Г.Г., Мусин М.М. Расчет нефтеотдачи охлажденных пластов. - «Нефтяное хозяйство,
1971, № 5.
2.
Говорова
Г.Л. Разработка нефтяных месторождений в США. М., «Недра», 1971.
3.
Молокович
Ю.М., Непримеров Н.Н. К вопросу о расстановке скважин при внутриконтурной
выработке нефтяных пластов. Изд. КГУ, Казань, 1962.
4.
Непримеров
Н.Н., Шарагин А.Г. Особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов. Изд.
КГУ, Казань, 1962.
5.
Эрвье
Ю.Г., Салманов Ф.К., Мусин М.X. и др. Как заставить недра отдать больше нефти.
«Экономическая газета», № 39, 1971.
ЗапСибНИГНИ, Главтюменьгеология
