/
Текст
Академия горных наук
Акционерное общество «Татнефть»
Р.Г.Галеев
Повышение выработки
трудноизвлекаемых запасов
углеводородного сырья
Москва • КУбК -а
1997
УДК 622
ББК 33.361
Г15
Галеев Р.Г.
Г15 Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородно-
го сырья./Монография - М.:КУбК-а, 1997. - 352 с.; ил. ISBN 5-8554-237-8
Монография Р.Г. Галеева посвящена проблемам выработки трудноизвлекаемых за-
пасов основных нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Большое внимание в ней уделяется физико-химическим свойствам остаточного углеводо-
родного сырья в регионе, вопросам повышения нефтеотдачи на залежах от девонских неф-
тенасыщенных пластов до пермских отложений природных битумов, а также экологичес-
ким проблемам нефтегазодобычи.
Книга рассчитана на широкий круг инженерно-технических и научных работни-
ков топливно-энергетической промышленности, аспирантов, студентов нефтяных вузов,
учащихся специальных учебных заведений.
Табл. — 66, ил. — 73, библиогр. — 264.
ББК 33.361
СОДЕРЖАНИЕ
Введение..............................................................11
1. Закономерности размещения основных запасов углеводородного сырья в Волго-
Уральской нефтегазоносной провинции..................................13
1.1. Особенности геологического строения и размещения залежей
углеводородного сырья............................................ 13
1.2. Фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства пород-
коллекторов ..................................................... 19
1.3. Неоднородность продуктивных пластов..........................24
1.4. Классификация залежей углеводородного сырья..................26
1.5. Распределение и состояние запасов углеводородного сырья......29
1.6. Гидрогеологическая и геохимическая характеристика осадочной толщи . 32
2. Закономерности изменения физических свойств и состава углеводородного
сырья продуктивных отложений.........................................36
2.1. Физические свойства пластовых нефтей уникальных и крупных
месторождений.....................................................36
2.2. Физические свойства и состав углеводородного сырья нефтегазоносных
комплексов........................................................43
2.3. Изменчивость физико-химических свойств пластовых нефтей залежей
Татарстана........................................................46
2.4. Роль состава в определении свойств нефтей ...................48
2.5. Динамика физических свойств и состава пластовых нефтей в процессе
разработки месторождений..........................................52
2.6. Аномально вязкие свойства пластовых нефтей...................56
3. Закономерности фильтрации и вытеснения аномально вязких нефтей....63
3.1 Фильтрация аномально вязкой нефти в однородной пористой среде.63
3.2 Особенности фильтрации аномально вязких нефтей в неоднородной
пористой среде....................................................68
3.3 Вытеснение водой нефтей с аномалией вязкости.................73
3.4 Охват пластов выработкой при заводнении залежей..............80
4. Учет физико-химических свойств аномальных нефтей при проектировании
разработки месторождений.............................................85
4.1. Основные положения методагки ТатНИПИнефть по учету аномально
вязких свойств нефти ?............................................85
4.2. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой..............95
4.3. Обоснование коэффициента заводнения пласта...................97
5. Особенности вскрытия пласта, освоения и глушения скважин на залежах с
трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья...................101
5.1. Буровые растворы и технологии первичного вскрытия пластов..... 102
5.2. Тампонажные работы и вторичное вскрытие продуктивных пластов.. 109
5.3. Освоение скважин.............................................. 114
5.4. Сохранение продуктивности скважин после ремонтов с глушением и
длительных простоев............................................. 118
6. Основные технологические показатели разработки месторождений
углеводородного сырья...............................................128
6.1. Анализ разработки девонских залежей с маловязкой нефтью.... 128
6.2. Развитие видов и систем заводнения залежей................. 129
6.3. Темпы отбора жидкости, нефти и обводнения продукции девонских
отложений ...................................................... 137
6.4. Компенсация отбора жидкости закачкой воды.................. 145
6.5. Плотность сетки и размещение скважин по площади ........... 147
6.6. Накопленный водонефтяной фактор и текущая нефтеотдача на поздней
стадии разработки залежей в девонских отложениях................ 149
6.7. Выработка запасов нефти залежей девонских отложений........ 153
6.8. Состояние разработки залежей терригенной толщи каменноугольных
отложений....................................................... 162
6.9. Особенности разработки залежей нефти в карбонатных отложениях. 173
7. Прогрессивные гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов и
ограничение отбора пластовой воды...................................178
7.1. Разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов...... 180
7.2. Эффективность бурения дополнительных скважин и оптимизация
плотности сетки на поздней стадии............................... 184
7.3. Совершенствование систем заводнения залежей в терригенных
отложениях девона и нижнего карбона на поздней стадии........... 191
7.4. Эффективное применение заведения при разработке залежей с
трудноизвлекаемыми запасами нефти............................... 196
7.5. Обоснование давления нагнетания при заводнении залежей в
неоднородных коллекторах с учетом свойств нефтей................ 198
7.6. Регулирование отбора жидкости и закачки воды на залежах в терригенных
отложениях девона и карбона на поздней стадии....................205
7.7. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон
месторождений платформенного типа................................210
7.8. Интенсификация разработки залежей в терригенных слабопроницаемых и
маломощных коллекторах...........................................211
7.9. Ввод в активную разработку залежей с высоковязкой нефтью.....218
7.10. Интенсификация разработки залежей в карбонатных коллекторах.226
7.11. Технология разработки месторождений системой горизонтальных
скважин .........................................................232
7.12. Технология разработки нефтяных залежей в мощных терригенных
отложениях.......................................................236
8. Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов..................240
8.1. Физико-химические методы воздействия на залежи..............240
8.2. Методы водогазового воздействия и закачка диоксида углерода
в пласты.........................................................261
8.3. Метод чередующейся закачки нефти и воды.....................263
8.4. Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей..............266
8.5. Микробиологическое воздействие на нефтяную залежь...........269
8.6. Эффективность технологий повышения нефтеотдачи пластов
в АО «Татнефть» .................................................271
- 9. Состояние и перспективы развития работ по стимуляции притока /
и капитальнму ремонту скважин.....................................273)
9.1. Системные технологии интенсификации притока на залежах в
карбонатных коллекторах..........................................273
9.2. Воздействие на призабойную зону скважин на залежах в
слабопроницаемых коллекторах.....................................276
9.3. Эффективность работ по стимуляции притока нефти на скважинах.280
9.4. Новые материалы и технологии водоизоляционных работ в скважинах 280
9.5. Ремонтно-восстановительные работы и ликвидация скважин.......287
10. Пути совершенствования разработки месторождений тяжелых нефтей
и природных битумов Татарстана.......................................290
10.1. Распространенность залежей тяжелых нефтей и природных битумов .... 290
10.2. Классификация тяжелых нефтей и битумов......................295
10.3. Свойства и состав углеводородного сырья залежей тяжелых нефтей и
природных битумов................................................298
10.4. Состояние разработки месторождений природных битумов.......305
10.5. Современные технологии разработки месторождений тяжелых
углеводородов....................................................307
10.6. Пути решения экологических проблем разработки месторождений
природных битумов................................................ 314
10.7. Контроль за выработкой и экологическим состоянием месторождений
битумов при тепловом воздействии................................. 317
11. Экологическая безопасность при разработке нефтяных месторождений.320
11.1. Основные положения программы «Экология — 90-95».............320
11.2. Направления повышения экологической безопасности добычи
нефти на поздней стадии разработки месторождений..................323
11.3. Экологическая безопасность при строительстве скважин........325
11.4. Пути повышения надежности внутрискважинного оборудования
и систем сбора продукции скважин..................................327
11.5. Экологическая безопасность при ремонте скважин..............328
11.6. Экологическая безопасность на объектах подготовки нефти.....330
11.7. Мероприятия по повышению надежности системы поддержания
пластового давления и очистки сточных вод на период 1996-2000 годы . 332
11.8. Пути предотвращения загрязнения почв и грунтов нефтепродуктами и
сточной водой.................................................... 334
Заключение...........................................................335
Список использованных источников.....................................338
АЗН — активные запасы нефти
АКЦ — акустический цементомер
АСК — алкилированная серная кислота
БКЗ — боковое каротажное зондирование
БКНС — блочная кустовая насосная станция
ВГ — влажное горение
ВИР — водоизоляционные работы
ВИЗ — водонефтяная зона
ВНФ — водонефтяной фактор
ВНК — водонефтяной контакт
В УС — вязкоупругий состав
ГДДС — градиент динамического давления сдвига
ГДПРС — градиент давления предельного разрушения структуры
ГКЗ — Государственная комиссия запасов
ГНК — газонефтяной контакт
ГРП — гидравлический разрыв пласта
ГС — горизонтальная скважина
ГТМ — геолого-технические мероприятия
ГЭР — гидрофобные эмульсионные растворы
ГЭЦ — гидроксиэтилцеллюлоза
ДНС — дожимная насосная станция
ДСБ — добавка смазывающая буровая
ИАВ — индекс аномалии вязкости нефти
ПАП — индекс аномалии подвижности нефти
ИКНН — искусственный кавернонакопитель нефти
КДС - коллоидно-дисперсная система
КИЗ — коэффициент извлечения запасов
КИН — коэффициент извлечения нефти
КМЦ — карбоксилметилцеллюлоза
КНО — коэффициент нефтеотдачи
КНС — кустовая насосная станция
Ксп — коэффициент светопоглогцения нефти
КРС — капитальный ремонт скважин
ММЦ - метилметилцеллюлоза
МУН — методы увеличения нефтеотдачи
НБЗ — начальные балансовые запасы
НИЗ — начальные извлекаемые запасы
НКТ - насосно-компрессорные трубы
НСКО — направленная солянокислотная обработка
НСКС — нефтесернокислотная смесь
НСПРС - напряжение сдвига предельного разрушения структуры
НИР — начальные потенциальные ресурсы
НПСКС — нефтепираносернокислотная смесь
НТО — низкотемпературное окисление
НЧК - нейтрализованный черный контакт
опз ОПР ОРВ оэц ПАА ПАВ ПАПС ПБ ПДНС пдс ппд ПРС ПС птв пцо РИР РУО св скмд сжк СЛБО с ко СПС сшн тгхв тзн тиз ТНФ тск ттнк ТХУ ТЖУ УКПН УПС ФОЖ ЦКР — обработка призабойной зоны — опытно-промышленные работы — обсадной разобщитель внутренний — оксиэтилцеллюлоза — полиакриламид — поверхностно-активное вещество — поверхностно-активный полимерсодержащий состав — природный битум — предельное динамическое напряжение сдвига — полимердисперсная система — поддержание пластового давления — подземный ремонт скважин — перфоратор сверлящий — паротепловое воздействие — пароциклическая обработка — ремонтно-изоляционные работы — раствор на углеводородной основе — сейсмическое воздействие — смесь кислотная медленного действия — синтетические жирные кислоты — сейсмолокация бокового обзора — солянокислотная обработка — сшитая полимерная система — скважинный штанговый насос — термогазохимическое воздействие — трудноизвлекаемые запасы нефти — текущие извлекаемые запасы — тринатрийфосфат — тампонажная селективная композиция — терригенная толща нижнего карбона — термохимическая установка — технологические жидкости на углеводородной основе — установка комплексной подготовки нефти — удельная плотность сетки — форсированный отбор жидкости — Центральная Комиссия по разработке нефтяных
эвн эгв ЭЛОУ эц эцн и газонефтяных месторождений — электровинтовой насос — электрогидравлическое воздействие — электрообезвоживающая установка — эфир целлюлозы — электроцентробежный насос
ВВЕДЕНИЕ
Татарстан и Башкортостан более полувека занимают ведущее положение в разви-
тии нефтяной промышленности всей страны, начиная с конца 30-х годов после откры-
тия в нижнепермских отложениях Ишимбайской группы рифогенных месторождений
в Башкортостане (1936—1938 гг.), залежей нефти в каменноугольных отложениях в Туй-
мазинском районе (1939 г.), Шугуровской площади Ромашкинского месторождения
(1943 г.) в Татарстане. Позднее в терригенном девоне открыты Туймазинское (1944 г.),
Бавлинское (1946 г.) и Ромашкинское (1948 г.) месторождения. Затем ускоренными
темпами открывались десятки, сотни других месторождений в этих республиках.
Параллельно осуществлялось открытие и разработка нефтяных и газовых мес-
торождений в Куйбышевской, Саратовской, Оренбургской и Пермской областях. Де-
сять месторождений, открытых в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной терри-
тории, относятся к разряду крупнейших и уникальных. Шесть из них находятся на
территориях указанных выше республик. Это супергигантское Ромашкинское, уни-
кальные Туймазинское, Арланское и Ново-Елховское, а также крупнейшие Бавлинс-
кое и Шкаповское месторождения.
В известной книге «Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных
и нефтегазовых месторождений России» под редакцией В.Е.Гавуры (1996 г.) упоми-
нается, что накопленная добыча нефти за 100-летнюю историю России составляет
13,7 млрд. тонн. Из недр республик Башкортостан и Татарстан добыто 4,1 млрд, тонн
нефти и более 160 млрд, м3 попутного газа
За прошедшие десятилетия нефтяниками Татарстана и Башкортостана накоп-
лен богатый опыт разработки нефтяных месторождений. Обобщение его для исполь-
зования на разрабатываемых и вновь осваиваемых месторождениях — одна из задач
этой монографии.
Из нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана с начала разработки
отобрано около 77% начальных извлекаемых запасов. Структура запасов нефти в не-
драх республик в последние годы ухудшается. Из года в год повышается доля трудно-
извлекаемых и снижается доля активных запасов нефти. В Татарстане, к примеру, ото-
брано 92,9% активных и 45,4% трудноизвлекаемых запасов, в накопленном отборе доля
активных запасов составила 80,2%, а трудноизвлекаемых — 19,8%.
К трудноизвлекаемым запасам нефти отнесены запасы в залежах, которые при
естественном режиме и традиционных методах заводнения вырабатываются весьма
низкими темпами отбора нефти, конечный коэффициент не превышает 20—30%. Пол-
нота выработки трудноизвлекаемых запасов требует более тщательного изучения ус-
ловий залегания и физико-химических свойств пластовых флюидов и обоснованного
подхода к проектированию и разработке залежей.
В монографии рассматривается классификация залежей с трудноизвлекаемыми
запасами углеводородного сырья. Значительное внимание уделяется изучению осо-
бенностей состава и свойств остаточных нефтей, влиянию их на характер фильтрации
и вытеснения нефти из коллекторов различных типов.
В работе сделана попытка обобщения богатейшего опыта разработки месторож-
дений, методов повышения нефтеотдачи, наработанного нефтяниками и учеными обе-
их республик. Поэтому значительное место в монографии занимает и подверглось
подробному анализу заводнение — одно из крупнейших достижений в области неф-
тегазодобычи. Оно позволило добиться интенсификации добычи нефти и повыше-
ния нефтеотдачи пластов на залежах с вязкостью до 30 мПа*с. Однако до сих пор
отсутствуют убедительные публикации, подтверждающие эффективность примене-
ния заводнения в различных геолого-физических условиях на залежах с высоковяз-
кой и вязкой нефтью.
Новым направлением в области нефтегазодобычи является применение при раз-
работке нефтяных месторождений системы горизонтальных скважин. Накопившие-
ся за последние годы в Татарстане и Башкортостане материалы по применению гори-
зонтальных скважин представляют определенный интерес для обобщения и расши-
ренного применения.
Месторождения нефти Татарстана и Башкортостана явились полигоном для ши-
рокомасштабных испытаний прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пластов.
Опыт внедрения и анализ эффективности этих методов является важным вкладом в
нефтяную науку. В данной монографии этому вопросу уделено должное внимание.
Известно, что Татарстан богат ресурсами природных битумов. Целенаправлен-
ное изучение битумоносности пермских отложений в республике начато в 1970 году.
С того времени проведен большой объем геологоразведочных работ. Выявлено свы-
ше 150 залежей природных битумов. В настоящее время ведутся опытно-промыш-
ленные испытания различных технологий их извлечения. В перспективе предусмат-
ривается широкое внедрение отработанных технологий.
Целью монографии явилось не только обобщение накопленного опыта разработки
залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, но и поиск новых,
более эффективных направлений увеличения нефтеотдачи пластов, а также решение
проблем научно-технического прогресса при разработке нефтяных месторождений.
Обращается внимание на развитие прогрессивных направлений, таких как бурение
горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин, создание жестких автоном-
ных систем заводнения с дифференцированием давления нагнетания, использование
малых блочных кустовых насосных станций, специальных конструкций нагнетатель-
ных скважин, водоводов и трубопроводов со специальным покрытием от коррозии
для системы сбора продукции скважин и т. д.
Особое место в деятельности нефтедобывающих предприятий занимают воп-
росы экологической безопасности и охраны окружающей среды. Огромное внима-
ние в АО «Татнефть» уделяется восстановлению экологического равновесия в зоне
деятельности нефтяников, опыт в этой области требует обобщения и заслуживает
распространения.
Анализ состояния разработки месторождений и экономического расчета свиде-
тельствует о том, что на поздней стадии в условиях рыночной экономики при суще-
ствующем налогообложении, их эксплуатация становится нерентабельной. Система
налогообложения должна стимулировать добычу нефти, внедрение новой техники и
технологии, методов повышения нефтеотдачи, в конечном счете — способствовать
получению максимально возможного экономического эффекта.
1. Закономерности размещения основных запасов
углеводородного сырья в Волго-Уральской
нефтегазоносной провинции
1.1. Особенности геологического строения и размещения
залежей углеводородного сырья
Известно, что наибольшие запасы углеводородного сырья в Волго-Уральской
нефтегазоносной провинции сосредоточены в Татарстане и Башкортостане.
Геологический разрез основных тектонических регионов Волго-Уральской нефте-
газоносной провинции имеет двухъярусное строение, нижний из которых представлен
докембрийским кристаллическим основанием, а верхний — осадочными комплексами
девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Диапазон нефтебитум-
ности простирается от живетского яруса среднего девона до верхнеказанского подъ-
яруса верхней перми. В разрезе выделяются следующие нефтегазоносные и битумонос-
ные комплексы: терригенного девона, карбонатного девона, карбонатно-терригенного
нижнего карбона, карбонатно-терригенного среднего карбона, карбонатного верхне-
го карбона и нижней перми, терригенной толщи уфимского яруса и терригенно-кар-
бонатной толщи верхнеказанского подъяруса. Промышленно нефтеносными регио-
нальными комплексами являются пашийско-кыновские отложения терригенного де-
вона, тульско-бобриковские терригенные и верхнетурнейские карбонатные толщи
нижнего карбона, а также каширо-подольские и верей-башкирские среднего карбона.
Продуктивные комплексы разделяются глинистыми, глинисто-карбонатными и суль-
фатными породами.
Все месторождения Татарстана по особенностям геологического строения можно
разделить на две группы. Первая группа месторождений контролируется структурами
первого и второго порядков, а вторая приурочена к структурам третьего порядка.
К первой группе относят Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюж-
ское, Первомайское и Сабанчинское месторождения.
Для других месторождений этой группы ловушками являются структуры второ-
го порядка: валы, валообразные поднятия, террасы.
Ко второй группе относятся все остальные месторождения Татарстана, в основ-
ном мелкие, приуроченные к локальным поднятиям различного генезиса и другим
тектоническим осложнениям.
В пределах территории Татарстана открыто 94 нефтяных месторождений, объ-
единяющих 2500 залежей. Выявлено 150 залежей битумов в пермских отложениях,
из которых 22 разведаны детально.
На обзорной карте Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рис. 1.1) [94]
видно, что подавляющее большинство месторождений нефти и газа Татарстана со-
средоточены на Татарском (Южно-Татарский и Северо-Татарский) своде, а также в
Мелекесской впадине. Основные запасы нефти (87,2%) находятся на Южно-Татар-
ском своде. В пределах Северо-Татарского свода выявлено 4,2% запасов, а Мелекес-
ской впадины - 8,6%.
В тектоническом отношении в Башкортостане промышленные скопления нефти
с разной степенью плотности сосредоточены на Южно-Татарском и Башкирском сво-
дах, в Бирской седловине, Верхне-Камской, Благовещенской, Бымско-Кунгурской и
Салмышской впадинах юго-восточного склона Русской платформы, а также в Пред-
уральском краевом прогибе (табл. 1.1) [1, 2].
Из таблицы следует, что платформенные регионы значительно богаче регионов
краевого прогиба и по числу открытых месторождений, и по их размерам. Здесь раз-
мещены 79% промышленных скоплений нефти в республике.
В табл. 1.2 приведены данные об освоенности месторождений нефти и газа по
тектоническим регионам на территории Татарстана и Башкортостана.
Освоенность месторождений нефти и газа, находящихся на Татарском и Баш-
кирском сводах, а также на Бирской седловине и Верхне-Камской впадине, колеблет-
ся в пределах 74—94% (табл. 1.2). В других тектонических регионах пока освоено ме-
нее половины начальных потенциальных ресурсов нефти и газа.
В Башкортостане выявлено 170 месторождений нефти и газа. Подавляющее боль-
шинство месторождений — 84,2%, мелкие, и содержат 12,9% запасов. Свыше 70% за-
пасов нефти Башкортостана содержатся на уникальных и крупных месторождениях с
запасами более 30 млн. т. Причем 56,3% начальных извлекаемых запасов сосредото-
чены на Туймазинском, Шкаповском и Арланском месторождениях.
Сходство и различие литолого-стратиграфических особенностей разреза типов
залежей и распределения запасов нефти и газа Татарстана и Башкортостана заключа-
ются в следующем [1—6, 8, 9]:
Таблица 1.1
Размещение месторождений нефти и газа Башкортостана
по тектоническим регионам (по данным Е.В. Лозина)
Тектонический регион Доля месторождений в % от общего количества
1. Юго-Восточный склон Русской платформы 79,0
Южно-Татарский свод 31,5
Башкирский свод 16,3
Бирская седловина 13,0
Благовещенская впадина 16,2
Верхне-Камская впадина 2,0
2. Предуральский краевой прогиб 21,0
1. Небольшое число месторождений содержит основные запасы нефти. В Та-
тарстане около 94% балансовых запасов нефти приходится на 15% месторождений,
а в Башкортостане 85,0% балансовых запасов нефти содержится на 11% месторож-
дений. Наиболее крупные эксплуатационные объекты в Татарстане приурочены к
горизонту Д-1 Ромашкинского, Бавлинского, Ново-Елховского, Бондюжского и Пер-
вомайского месторождений. В горизонте Д-1 содержится 84,5% извлекаемых запа-
сов нефти республики.
Таблица 1.2
Освоенность запасов нефти по тектоническим регионам республик
Татарстан и Башкортостан
Тектонический регион Освоенность начальных потенциальных ресурсов нефти, %
Республика Татарстан
Южно-Татарский свод 92,5
Мелекесская впадина 52,5
Северо-Татарский свод 73,6
Республика Башкортостан
Бирская седловина 93,0
Верхне-Камская впадина 93,8
Южно-Татарский свод 82,4
Башкирский свод 75,1
Благовещенская впадина 48,5
Бымско-Кунгурская впадина 17,2
Салмышская впадина 0,02
Породами-коллекторами в горизонте Д-1 и Д-0 являются в основном мелко- и
разнозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Глинистый цемент, боль-
шей частью, приурочен к пластам разнозернистых алевролитов небольшой толщины.
В коллекторах глинистого материала не более 3—5%.
В терригенных отложениях девона преобладают высокоемкие коллекторы с по-
ристостью 20—22% и коэффициентом проницаемости 0,30—1,00 мкм2 с небольшим
содержанием пелитовых фракций — 1—5%.
Коллекторские свойства продуктивных отложений терригенного девона изме-
няются закономерно. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются неф-
тенасыщенные пласты терригенного девона в Прикамье и Бавлах, на севере Ромаш-
кинского и Ново-Елховского месторождений, худшие — на большей части Ново-Ел-
ховского, юге Ромашкинского и на западном склоне Южно-Татарского свода.
Коллекторы в терригенных отложениях нижнего карбона Татарстана относятся
к высокопродуктивным и высокоемким объектам. Однако их продуктивность ниже,
чем терригенных отложений девона. Песчаники и алевролиты здесь мелкозернистые
с прослоями среднезернистых песчаников в разной степени алевролитовыми. Поро-
ды-коллекторы имеют мономинеральный кварцевый цемент. Пористость колеблется
от 21% до 28%, а коэффициент проницаемости от 0,1 до 2,00 мкм2.
Основные объекты терригенной толщи нижнего карбона отличаются от терри-
генных девонских пластов следующими особенностями:
— продуктивные пласты более неоднородны. Продуктивная толща разделена на 2—8
гидродинамически разобщенных пластов, резко отличающихся по своим фильт-
рационно-емкостным свойствам;
— при равной толщине коэффициент проницаемости пород и пластов терригенной
толщи нижнего карбона почти в два раза выше, чем девонских [5- 9];
— наличие большого числа мелких месторождений. Например, на Ромашкинском
и Ново-Елховском месторождениях выявлены до 150 залежей, имеющих различ-
ные размеры и этажи нефтеносности;
— вязкость нефти более высокая — около ЗОмПа* с, а на некоторых месторождени-
ях, например, на Нурлатском, Ильмовском и других достигает 80—100 мПа* с.
Наибольшие запасы в Башкортостане содержатся в терригенных отложениях
девона и карбона Туймазинского, Арланского, Шкаповского, Серафимовского, Ман-
чаровского, Сергеевского и Раевского месторождений. Породами- коллекторами этих
месторождений являются разнозернистые в основном хорошо отсортированные пес-
чаники и крупные алевролиты. Пористость колеблется от 18% до 22%, а коэффици-
ент проницаемости от 0,20 до 1,00 мкм2. Первичным цементирующим материалом в
песчаниках являются глины. Содержание пелитовых фракций колеблется от 3% до
5%. Здесь, как и в терригенных отложениях девона в Татарстане, встречаются поро-
ды-коллекторы с низкими кондиционными значениями коэффициента проницаемо-
сти 0,10—0,15 мкм2, пористостью менее 18%, нефтенасыщенностью — 50—70%.
Залежи нефти в кыновском горизонте Дф встречаются спорадически. Это связа-
но с линзообразным строением кыновских песчаников, встречающихся среди аргил-
литов и глин.
В терригенных отложениях девона содержится 33,7% начальных балансовых
запасов нефти Башкортостана.
Ухудшенными свойствами и меньшей продуктивностью в Татарстане по срав- /
нению с Башкортостаном характеризуются терригенные отложения старооскольс-
кого горизонта живетского яруса среднего девона. Здесь нефтенасыщение в пластах-
коллекторах встречается локально, продуктивные отложения вскрыты лишь в пре-
делах отдельных залежей.
2. Наличие множества мелких месторождений. Так, в Татарстане на 29% место-
рождений с извлекаемыми запасами 5—10 млн. т содержится 3,5% запасов, а в 56%
месторождений с запасами менее 5 млн. т — всего 2,5% запасов нефти республики.
В Башкортостане в 35% месторождений с извлекаемыми запасами нефти
5—10 млн.т содержится 9,2% запасов, а в 54% месторождений с запасами менее
5 млн. т - 5,9% запасов нефти.
3. Наличие в литолого-стратиграфическом разрезе большого числа продуктив-
ных пластов и горизонтов с отличающимися фильтрационно-емкостными свойства-
ми пород-коллекторов и насыщающих их пластовых жидкостей. Так, на уникальном
Ромашкинском месторождении выделяются отложения эйфельского, живетского,
франского и фаменского ярусов, кыновского горизонта, турнейского и визейского
ярусов, бобриковского горизонта. Эти отложения, в свою очередь, расчленяются на
большое число продуктивных пачек и подъярусов.
Подобное же многопластовое распределение по литолого-стратиграфическому
разрезу наблюдается и по основным месторождениям Башкортостана. Так, на Туйма-
зинском, Шкаповском, Серафимовском, Раевском и других месторождениях, кроме
терригенных девонских пластов, распределены и эксплуатируются, хотя и менее ак-
тивно, залежи нефти турнейского яруса, бобриковского горизонта нижнего карбона и
франско-фаменского яруса верхнего девона.
К Арланскому месторождению, помимо 6—8 основных продуктивных пластов
нижнего карбона, приурочены залежи нефти каширо-подольских, алексинских и
турнейских отложений.
По горизонту Д-1 Ромашкинского месторождения выделяются восемь алевро-
лито-глинистых пластов. Песчаники горизонта Д-1 Туймазинского месторождения в
верхней продуктивной пачке делятся на пласты а и б, в средней — в и г, а в нижней — д.
В терригенной толще нижнего карбона Арланского месторождения выделяются
восемь песчано-алевролитовых пластов. В промысловой практике пласты сверху вниз
по разрезу имеют следующую индексацию: С-1, С-П, С-Ш, C-IV, C-IV0 в тульском
горизонте, C-V, C-VI, C-VI0 в радаевском и бобриковском горизонтах.
Наилучшие характеристики среди перечисленных выше пластов имеют песча-
ники С-VI бобриковского и С-П тульского горизонтов. Толщина терригенных пород
нижнего карбона платформенной части Башкортостана колеблется от 3 до 150 м. По-
ристость пород изменяется от 7% до 33%, коэффициент проницаемости колеблется от
0,1 до 1,0 мкм2.
На Туймазинском месторождении терригенная толща нижнего карбона одновоз-
растная и представлена песчано-глинистыми отложениями визейского яруса бобри-
ковского горизонта.
В Башкортостане в терригенных отложениях нижнего карбона сосредоточено
47,4% начальных балансовых запасов нефти в республике [7].
4. Разнообразие типов залежей, приуроченных к различным нефтегазоносным
комплексам. Например, в Башкортостане к пластово-сводовым типам относятся 25,6%
залежей основных месторождений республики, к пластово-экранированным — 22,9%,
массивно-структурным — 27,9%, к массивно-биогенным — 19,6%; к литологическим
линзам среди менее пористых пород — 2,2%; к литологическим линзам среди непро-
ницаемых пород — 1,8%.
Близким соотношением структурных типов залежей характеризуются нефтега-
зоносные комплексы Татарстана.
5. Значительное число залежей нефти приурочено к карбонатным коллекторам.
Такие коллекторы отличаются от терригенных минералогическим составом, петро-
физическими и литологическими характеристиками, условиями образования зале-
жей и залегания.
В Татарстане к карбонатным коллекторам приурочено около 22% разведанных
запасов нефти. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхне-тур-
нейского подъяруса нижнего карбона и в верей-башкирских отложениях среднего
карбона. Перспективные и прогнозные ресурсы углеводородного сырья в карбонат-
ных коллекторах составляют более 60%[9].
Породы-коллекторы башкирского яруса представлены в основном органогенным»
реже органогенно-детритовым, органогенно-обломочным и зернистыми известняка-
ми с подчиненными прослоями доломитов. Тип коллектора - трещинно-поровый.
Пористость по керну подавляющего большинства залежей изменяется от 10% до
15%, коэффициент проницаемости - от 0,010 мкм2 до 0,300 мкм2.
Карбонатные пласты верейского горизонта по своим емкостно-фильтрационным
свойствам близки к поровому типу коллекторов и отличаются от карбонатов башкир-
ского яруса более высокой пористостью - от 10% до 22,7% и коэффициентом прони-
цаемости — от 0,010 мкм2 до 1,185 мкм2.
На территории востока Татарстана кизеловско-черепетские отложения турней-
ского яруса являются регионально нефтеносными. Карбонатные пласты в этих отло-
жениях характеризуются сравнительно высокой пористостью — от 10,8% до 15,0%.
Проницаемость пород изменяется от 0,006 мкм2 до 0,090 мкм2 и составляет в среднем
0,042 мкм2. Плотные разности составляют значительную, от 20% до 80% (в среднем
33%), часть продуктивного горизонта.
Особенностью строения карбонатных толщ является частое переслаивание по-
род различного структурно-генетического типа, осложненное вторичными процесса-
ми выщелачивания и минерализации, вторичным чередованием в разрезе пород с улуч-
шенными и ухудшенными коллекторскими свойствами.
Одной из характерных черт карбонатных пород является трещиноватость. Не-
смотря на большое число работ, посвященных проблеме трещиноватости карбонат-
ных пород [7, 9—14], влияние трещиноватости на фильтрационные свойства карбо-
натных пород-коллекторов и на условия извлечения из них углеводородного сырья
изучено недостаточно полно.
В платформенной части республики Башкортостан в этих отложениях содержит-
ся 19% балансовых запасов нефти [7]. Перспективные и прогнозные запасы в них до-
стигают 70% от разведанных. Наибольшие запасы сосредоточены в каширо-подольских
отложениях среднего карбона Арланского месторождения. В этих отложениях содер-
жится до семи проницаемых пластов, из которых четыре прослеживаются в каширс-
ком горизонте и три - в нижней части подольского. Эти пласты наиболее четко выра-
жены в северо-западной части Бирской седловины.
В составе каждого из пластов насчитывается от 2 до 16 проницаемых прослоев с
суммарной толщиной коллекторов от 2,0 м до 14,0 м. Литологически они представле-
ны биоморфными, биоморфно-детритовыми известняками и мелкокристаллически-*
ми органогенно-реликтовыми доломитами. Пористость пород изменяется от 4% до
20%, а проницаемость - в пределах 0,004 мкм2—0,042 мкм2, иногда достигает 0,150 мкм2.
Нефтяные залежи в отложениях турнейского яруса выявлены и разрабатыва-
ются на Туймазинском, Мустафинском, Серафимовском, Стахановском, Михайлов-
ском, Абдулловском, Шкаповском, Знаменском и других месторождениях Южно-
Татарского свода; на Орьебашевском, Четырманском, Игровском, Татышлинском
Башкирского свода; на Саузбашевском, Арланском, Щелкановском, Таймурзинском,
Менеузовском, Андреевском Бирской седловины; на Ново-Узыбашевском — в Благо-
вещенской впадине; на месторождениях в зонах грабенообразных прогибов и в гор-
стовидных зонах. В турнейском ярусе имеется немало залежей нефти с высокой про-
дуктивностью скважин: Знаменское, Волковское, Петропавловское, Ташлы-Кульское,
Мустафинское, Щелкановское, Карача-Елгинское, Михайловское, Стахановское и др.
6. В Татарстане доля трудноизвлекаемых запасов составляет 48,2% начальных
балансовых запасов нефти и она растет из года в год [9, 94].
В Башкортостане к трудноизвлекаемым относится 45% всех запасов. Такие запа-
сы при применении традиционных методов вырабатываются медленными темпами, а
нефтеотдача оказывается низкой.
В настоящее время к трудноизвлекаемым относят следующие запасы нефти:
— в залежах, полностью подстилаемых подошвенной водой, с низким коэффици-
ентом анизотропии пласта по проницаемости 0,9—1,5;
— в залежах терригенных отложений с низкопроницаемыми коллекторами
0,100 мкм2, насыщенных нефтью вязкостью выше 30 мПа*с, при нефтенасы-
щенной толщине от одного до двух метров, а также в мелких линзах, вскрытых
одной-двумя скважинами среди низкопористых пород и в тупиковых зонах;
— в залежах в карбонатных отложениях с проницаемостью менее 0,100 мкм2, а так-
же с вязкостью нефти более 30 мПа*с;
— в мелких линзах среди непроницаемых пород.
1.2. Фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства
пород-коллекторов
Известно, что на практике наиболее часто используются следующие фильтраци-
онно-емкостные и петрофизические свойства пород-коллекторов: пористость, прони-
цаемость, сжимаемость, смачиваемость, трещиноватость, кавернозность и др.
Ниже (табл. 1.3) приведены основные геолого-физические характеристики про-
дуктивных пластов, достоверность которых установлена и обоснована многочислен-
ными лабораторными и промыслово-геофизическими исследованиями.
Средние значения параметров фильтрационно-емкостных свойств продуктивных
пластов горизонта Д-1 крупнейших месторождений Татарстана и Башкортостана дос-
таточно близки друг другу (табл. 1.3), хотя они и отличаются по площади и разрезу
месторождения. Средние значения толщины, пористости и нефтенасыщенности кол-
лекторов залежей пластов Д-П и Д-IV заметно различаются.
В Татарстане ухудшенными коллекторскими свойствами, высокой неоднороднос-
тью и линзовидностью характеризуются пласты а и б верхней пачки, в которых содер-
жится 18% балансовых запасов нефти пласта Д-1 и темпы их выработки в 3—4 раза ниже,
чем по основной пачке Д-1 в+г+д.
Запасы в этих пластах отнесены к трудноизвлекаемым залежам. К малопродук-
тивным отнесены также запасы слабо промытых зон прикровельной части пласта Д-1,
а также запасы залежи пласта Д-П Шкаповского месторождения. Коллекторские свой-
ства этих зон в среднем в 2,5—3 раза хуже, чем песчаников основных пластов Д-1 и Д-IV.
В то же время эти продуктивные пласты терригенного девона Туймазинского, Шка-
повского, Серафимовского и ряда других месторождений Башкортостана более одно-
родны, выдержаны по площади, а параметры неоднородного строения более благо-
приятны, чем на Ромашкинском месторождении [5, 8, 18].
Таблица 1.3
Геолого-физические параметры основных эксплуатационных объектов
нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана
Месторождение, площадь Основной эксплуатационный объект Нефтена- сыщенная толщина, м Коллекторские свойства пород Нефтенасы- щенность,
пористость, доли ед. Проницае- мость, мкм2 доли ед.
1 2 3 4 5 6
Эксплуатационные объекты основных месторождений терригенного девона
Ромашкинское Д-1 8,9 0,189 0,375 0,807
Ромашкинское д-о 3,2 0,184 0,300 0,800
Ромашкинское Д-п 2,89 0,200 0,146 0,714
Ромашкинское д-ш 4,74 0,165 0,261 0,615
Ромашкинское Д-IV 2,89 0,183 0,490 0,708
Бавлинское д-1 6,4 0,195 0,473 0,778
Ново-Елховское Д-1+Д-0 6,5 0,203 0,420 0,860
Туймазинское д-1 5,8 0,220 0,480 0,890
Туймазинское Д-п 9,5 0,220 0,410 0,900
Шкаповское д-1 5,4 0,180 0,430 0,740
Шкаповское Д-IV 5,9 0,180 0,340 0,850
Серафимовское Д-0+Д-1 5,8 0,190 0,340 0,870
Серафимовское Д-п 6,6 0,190 0,500 0,890
Серафимовское Д-IV 2,9 0,170 0,310 0,880
Сергеевское д^.п 6,5 0,180 0,364 0,860
Раевское д-1 7,7 0,200 0,350 0,900
Экплуатационные объекты терригенной толщи нижнего карбона
Ромашкинское бобриковский 3,5 0,219 0,967 0,792
Ново-Елховское бобриковский 3,1 0,217 0,45-0,74 0,810
Нурлатовское бобриковский 4,6 0,204 0,100
Ильмовское бобриковский 5,7 0,232 0,125 0,860
Арланская бобриковский и 0,220 1,0 0,847
тульский горизонты 2,6
Николо-Березовская бобриковский и 0,220 0,800 0,820
тульский горизонты 3,9
Вятская бобриковский и 0,230 0,800 0,900
тульский горизонты 5,1
Ново-Хазинская бобриковский и 0,220 1,0 0,830
тульский горизонты 7,2
Манчаравское бобриковский и 0,240 0,5-1,2 0,910
тульский горизонты 5,9
Таймурзинское бобриковский и 0,220 0,425 0,850
тульский горизонты 3,5
Карбонатные отложения среднего и нижнего карбона
Ромашкинское турнейский 4,3 0,117 0,033 0,720
Ромашкинское серпуховский 5,6 0,159 0,065 0,788
Ромашкинское башкирский 4,5 0,133 0,086 0,758
Ромашкинское верейский 1,7 0,123 0,035 0,699
продолжение таблицы 1.3
1 2 3 4 5 6
Бавлинское турнейский 6,4 0,116 0,031 0,750
Ново- Елховскос турнейский 7,9 0,132 0,110 0,720
Ново- Елховское башкирский -0,6
+верейский 3,6 0,112 0,1 0,615
Арланская каширо-подольские
отложения 4,3 0,220 0,050 0,800
Николо- каширо-подольские
Березовская отложения 1,8 0,200 0,030 0,800
Вятская каширские 3,6 0,190 0,048 0,780
Ново-Хазинская каширо-подольские 2,4 0,16 0,020 0,780
Четырманское каширские 2,0 0,130 0,045 0,840
Четырманское верейский горизонт 1,2 0,150 0,045 0,760
Четырманское башкирский ярус 3,3 0,120 0,045 0,840
Игровское каширские
отложения 2,7 0,150 0,087 0,670
Игровское верейский горизонт 2,8 0,180 0,070 0,670
Игровское башкирский ярус 3,8 0,110 0,087 0,650
Югомашское каширский 1,9 0,135 0,024 0,707
Югомашское верейский 2,7 0,160 0,027 0,730
Югомашское башкирский ярус 4,4 0,130 0,027 0,720
Кузбасвское верейский 2,0 0,160 0,047 0,730
Знаменское турнейский ярус 4,2 0,120 0,446 0,800
Волковское турнейский ярус 8,1 0,120 0,166 0,780
Мустафинское кизеловский
(залежь Ш) горизонт 4,7 0,120 0,206 0,820
Ташлы-Кульское кизеловский
(залежь VI) горизонт 4,9 0,120 0,234 0,830
Серафимовское, кизеловский
Балтаевская пл. горизонт 3,6 0,120 0,122 0,820
Петропавловское кизеловский
(залежь II) горизонт 5,0 0,110 0,105 0,870
Стахановское турнейский ярус 3,8 0,090 0,060 0,700
Сапипское кизеловский
горизонт 10,6 0,120 0,155 0,860
Копей-Кубовское кизеловский
горизонт 6,3 0,110 0,066 0,800
Копей-Кубовское заволжский
горизонт 3,4 0,090 0,025 0,770
Михайловское заволжский
горизонт 5,5 0,090 0,045 0,760
Петропавловское заволжский
горизонт 3,9 0,100 0,020 0,800
Залежи в карбонатных отложсних верхнего девона
Балкановскос фаменский ярус 3,2 0,100 0,020 0,800
Копей-Кубовское верхнефаменский
подъярус 3,9
Стахановское • фаменский ярус 2,7 0,080 0,025 0,830
Михайловское верхнефаменский 0,060 0,045 0,770
подъярус 3,7
Ардатовскос Верхнефаменский 7,5 0,020 0,045 0,900
подъярус
Татышлинское фаменский ярус 5,2 0,100 0,014 0,700
Средний коэффициент проницаемости пород пластов терригенной толщи выше
в 1,5—2,0 раза, чем в девонских отложениях Д-1, Д-П и Д-IV. Однако этим пластам
присуща большая степень зональной и площадной неоднородности и более высокая
вязкость пластовой нефти [2, 4, 5, 7].
Наибольшей толщиной и широким развитием по сравнению с другими пласта-
ми на Арланском месторождении характеризуются пласты С-П и C-VI.
Крупные зоны замещения коллекторов являются литологическими экранами, раз-
деляющими единую залежь нефти на несколько десятков самостоятельных участков.
Остальные пласты С-1, С-Ш, кроме Вятской площади, C-IV, C-IV0, C-V, C-VI0
относятся к так называемым промежуточным пачкам. Эти пласты характеризуются
низкой нефтенасыщенной толщиной и проницаемостью, более высокой неоднород- •
ностью коллекторов: линзовидностью, прерывистостью и расчлененностью [4]. Объек-
ты отнесены к категории залежей с трудноизвлекаемыми запасами.
Терригенные отложения нижнего карбона Татарстана, как и в Башкортостане,
представлены в основном высокопродуктивными и высокопроницаемыми породами-
коллекторами: алевролитами мономинеральными с содержанием кварца 95—99%, пес-
чаниками и песчаными алевролитами.
Большинство таких петрофизических свойств, как смачиваемость, удельная по-
верхность пористой среды, капиллярные характеристики, структура пор, сжимаемость,
физико-химические свойства, поверхности пор высоко- и среднепродуктивных тер-
ригенных отложений девона и нижнего карбона Башкортостана и Татарстана близки
ДРУГ другу [9, 18, 20].
Фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов с карбонат-
ными коллекторами, особенно на залежах с проницаемостью пористой матрицы ниже
0,10 мкм2, резко отличаются от характеристик пластов, приуроченных к терригенным
отложениям девона и нижнего карбона.
Средняя проницаемость матрицы карбонатных пород от трех до десяти и более
раз ниже по сравнению с проницаемостью терригенных коллекторов девонских и ниж-
некаменноугольных отложений (табл. 1.3). Пористость матрицы карбонатных коллек-
торов в 1,3—2,0 раза ниже, чем у терригенных.
Однако нефтенасыщение карбонатных коллекторов при более низких значени-
ях пористости и проницаемости оказывается выше, чем терригенных. Размеры пор в
терригенных коллекторах, в отличие от карбонатных, наряду с емкостными, опреде-
ляют и фильтрационные свойства. Это объясняется более упорядоченной структурой
порового пространства, когда поры расположены близко и соединены короткими ка-
налами типа перемычек [ 11, 12].
Характерной чертой карбонатных пород является трещиноватость. Усилия уче-
ных, занимающихся изучением особенностей строения карбонатных пород, должны
быть направлены не на доказательства существования трещиноватости, а на выявле-
ние масштабов проявления ее основных параметров [20]: раскрытое™, протяженнос-
ти, направленности, объемной плотности или густоты трещин. Однако при составле-
нии проектных документов по разработке нефтяных месторождений и проведении
гидродинамических расчетов не всегда учитывается величина полной проницаемос-
ти как суммы проницаемости пористой матрицы по образцам кернов в лабораториях
и по геолого-промысловым данным эксплуатации скважин [10, И, 14].
Установлено, что продуктивные карбонатные породы, залегающие на глубине более
1000 м, характеризуются вертикальной или наклонной к слоистости пород трещиновато-
стью. Протяженность этих трещин изменяется от 0,2—0,3 см до нескольких сотен метров.
Соединяясь друг с другом, суммарная их протяженность становится соизмеримой с тол-
щиной карбонатного массива [10, И, 13,17]. Как правило, протяженность вертикальных
трещин по площади более их высоты в 3—5 раз. Раскрытость трещин изменяется в преде-
лах 10—200 мкм, но наиболее часты трещины с раскрытостью 10—40 мм [13].
Выявление протяженности и ориентации трещин всех уровней имеет важное
значение для выбора рациональной схемы размещения нагнетательных и добываю-
щих скважин и, в конечном счете, является основой для обеспечения оптимальной
выработки запасов нефти на залежах с карбонатными коллекторами.
Исследованиями Шустефа И.Н. и Викторина В.Д., атакже Сургучева М.Л., Кол-
ганова В.И., Гавуры А.В. месторождений Самарской и Пермской областей установле-
но, что ориентация естественных трещин совпадает с направлениями максимальных
скоростей движения закачиваемой воды, обеспечивающих опережающее обводнение
добывающих скважин.
Другим важным компонентом пустотного пространства являются каверны. Раз-
меры каверн намного превышают размеры пор и трещин. Диаметр микрокаверн дос-
тигает 0,5 мм. Диаметр макрокаверн может превышать 10 мм. С трещинами каверны
схожи по характеру насыщения, малому содержанию или полному отсутствию связан-
ной воды. При достаточном развитии каверн в породе ее емкость резко возрастает и
может превышать 15%. Преобладающий размер каверн составляет 2,0—2,4 мм [И, 12].
Распространение их в породе имеет сложный характер, что связано с путями фильт-
рации выщелачивающих растворов. Обычно они располагаются цепочками или гнез-
дообразно как среди первичных пор, так и вдоль трещин. В последнем случае кавер-
ны, соединяясь с трещинами, резко увеличивают емкость трещинно-кавернового кол-
лектора [12].
Кавернозность, как и трещиноватость для условий карбонатных отложений Баш-
кортостана, изучена Тюрихиным А.М. и Юнусовым М.А. Выявлено, что наибольшей
степенью развития трещин и каверн характеризуются карбонатные породы верхнеде-
вонских отложений, пласты намюрского яруса и заволжского горизонта. Эти пред-
ставления согласуются с результатами исследований Абдрахмановой Л.Г.
Удельная поверхность фильтрации наиболее полно отражает многие свойства
карбонатного коллектора и, в первую очередь, его нефтеводо-насыщенность. Чем мень-
ше удельная поверхность, тем ниже остаточная водонасыщенность коллектора и тем
выше его нефтенасыщенность.
Для того, чтобы установить границы поровой проницаемости карбонатных кол-
лекторов, при которой происходит изменение структуры их емкостного пространства,
определены [И] удельные поверхности фильтрации пород-коллекторов одновозрас-
тных пластов.
По аналогии с объектами Самарской, Пермской и Оренбургской областей про-
изведено группирование залежей по величине средней проницаемости пористой мат-
рицы[10, И, 14,17]. С учетом величины этого параметра выделены три группы: выше
0,10 мкм2, от 0,05 мкм2 до 0,10 мкм2и ниже 0,05 мкм2.
Удельная поверхность фильтрации залежей с карбонатными коллекторами пер-
вой группы и терригенных коллекторов примерно одинакова и равна 100—250 см2/см3,
что обуславливает и одинаковую их нефтенасыщенность 82—90%. Нижний предел от-
крытой пористости карбонатных коллекторов этой группы составляет 10—15%. Опре-
делить их пространственное положение можно, пользуясь картами открытой пористо-
сти, построенными по промыслово-геофизическим данным. Как правило, наблюдается
тесная корреляционная связь между открытой пористостью и проницаемостью.
Удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов второй группы воз-
растает с 250 см2/см3 до 700 см2/см3, у терригенных коллекторов с такой же проницае-
мостью с 250 см2/см3 до 1450 см2/см3. Нефтенасыщенность карбонатных коллекторов
равна 74—82% и оказывается несколько выше, чем терригенных. Нижний предел от-
крытой пористости составляет 8—10%. Радиус фильтрационных каналов 8—15мкм.
Связь открытой пористости с поровой проницаемостью очень неустойчива.
В третьей группе удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов воз-
растает с 700 см2/см3 до 1600 см2/см3, в то время как у терригенных коллекторов с такой
же проницаемостью она составляет 1450—4000 см2/см3. Вследствие этого нефтенасыщен-
ность карбонатных коллекторов изменяется в пределах 57—74% и значительно выше, чем
терригенных (0—62%). Нижний предел открытой пористости равен 4—8%. Связь меж^у
пористостью и проницаемостью отсутствует [И].
Трещиноватость, как уже отмечалось, присуща всем карбонатным породам. С
уменьшением проницаемости пористой матрицы роль трещинной проницаемости в
фильтрационных процессах заметно повышается.
Важной особенностью трещин является то, что в отличие от пор они неустойчи-
вы к напряжениям и могут деформироваться, смыкаясь при снижении пластового
давления. Величина коэффициента сжимаемости трещин тем больше, чем больше их
раскрытость. Это означает, что микро- и мезотрещины более устойчивы к колебани-
ям пластового давления, чем трещины более высоких структурных уровней. Коэффи-
циент сжимаемости трещин на порядок выше, чем пористой матрицы: 30* 10 4 МПа'1
иЗ,2*10~4 МПа ‘[И, 14].
Многие исследователи считают, что в порово-кавернозно-трещиноватых коллек-
торах количество связанной воды в трещинах и кавернах незначительно, а нефтена-
сыщенность близка к 100% [10, И, 12, 17].
Эффективность извлечения нефти из пористых блоков трещинно-поровых кар-
бонатных коллекторов в значительной мере определяется взаимодействием воды и
нефти с поверхностью пород и их капиллярными свойствами.
По мнению исследователей, поверхность трещинно-каверновой пустотности по
разломам трещин некоторых месторождений Белоруссии, Казахстана, Оренбургской
области характеризуется как гидрофобная [И].
ВНИИГНИ по краевому углу смачивания, а ПермНИПИнефть по капиллярно-
му впитыванию и на основе опытов по центрифугированию показали преимуществен-
но гидрофобный характер поверхности трещинно-каверновых пустот карбонатных
коллекторов [11, 17].
Исходя из существующих представлений о петрофизических, минералогических
и емкостно-фильтрационных свойств карбонатных пород, можно предположить, что
залежи первой группы относятся преимущественно к гидрофильным породам, вто-
рой группы — к промежуточно-гидрофильно-гидрофобным, а третьей группы — к гид-
рофобным коллекторам.
1.3. Неоднородность продуктивных пластов
Изучению геологической неоднородности пород-коллекторов нефтяных место-
рождений посвящено много работ [2,5,6,11,18,20—28]. Оказалось, что наиболее под-
робно изучены коэффициенты песчанистости и расчлененности. В табл. 1.4. приведе-
ны результаты сопоставления средних значений этих коэффициентов раздельно по
продуктивным пачкам и пластам девона и нижнего карбона [5, 8].
Из табл. 1.4 следует, что:
— Ромашкинское месторождение характеризуется высокой степенью расчлененно-
сти и низкой величиной коэффициента песчанистости пластов горизонта Д-1 по
сравнению с основными девонскими пластами Туймазинского и других место-
рождений Башкортостана;
— терригенные отложения нижнего карбона Бавлинского и Ново-Елховского место-
рождений Татарстана имеют такие же значения коэффициента песчанистости, что и
одноименные пласты Арланского, Манчаровского и Саузбашевского месторожде-
ний Башкортостана. Более благоприятными параметрами неоднородности по срав-
нению с остальными объектами терригенной толщи нижнего карбона характеризу-
ются пласты бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения;
Таблица 1.4
Коэффициенты неоднородности терригенных отложений девона
и нижнего карбона
Месторождение, площадь Залежь Коэффициент
песчанистости расчлененности
Терригенные отложения девона
Ромашкинское Д-1 0,56 3,0
Ромашкинское д-о 0,50 1,0
Бавлинское Д-1 0,62 2,4
Ново-Елховское Д-1+Д-0 0,48 3,8
Туймазинское д-п 0,94 1,5
Шкаповское Д-1 0,835 1,95
Шкаповское Д-IV 0,74 2,36
Серафимовское+ Леонидовское Д-1 0,84 1,3
Серафимовское+ Леонидовское Д-П 0,68 2,0
Серафимовское+ Леонидовское д-iv 0,82 1,2
Константиновское Д-1 0,82 1,2
Константиновское Д-П 0,83 2,0
Константиновское Д-IV 0,82 1,1
Терригенные отложения карбона
Ромашкинское бобриковский 0,87 1,3
Бавлинское бобриковский 0,44 1,66
Ново-Елховское тульский+бобриковский 0,3-0,44 1,2-1,6
Арланское основные пласты (C-II-C-IV) 0,41-0,53 3,2-3,6
Арланское промежуточные пласты (С-1; С-Ш, C-IV, C-IV„; C-V„; C-VI0) 0,29-0,38 3,8-4,1
Манчаровское C-Ia+б 0,49-0,56 2,4-2,8
Саузбашевское С-Ш 0,22-0,43 3,1-3,9
— неоднородность карбонатных коллекторов выражается более низкими значени-
ями отношений эффективности толщины к общей (в среднем 0,37), высокой сте-
пенью расчлененности, наличием плотных и непроницаемых прослоев (до 20) и
прерывистостью продуктивных отложений.
Прерывистость (линзовидность) и расчлененность коллекторов во многом оп-
ределяют гидродинамическую сообщаемость различных зон и участков залежей и дик-
тует плотность сетки скважин, режим разработки залежей и депрессию пластовых и
забойных давлений.
Корреляционные связи между пористыми прослоями в каширо-подольских от-
ложениях практически полностью исчезают при расстояниях между скважинами
400 м, а в верейских отложениях при расстояниях 600—800 м [161].
При выборе оптимальной плотности сетки добывающих скважин и систры за-
воднения, в случае возможности его применения, необходимо оценить размеры и ме-
стоположения линз для подсчета их площадей, как это было сделано для ишимбай-
ских месторождений [30]. Установлено, что разработка линзовидных, прерывистых
пластов при плотности сетки скважин более 10 га/скв приводит к потере до 35—40%
нефти в линзах, не охваченных дренированием.
1.4. Классификация залежей углеводородного сырья
Темпы и полнота выработки запасов нефти предопределяются многими факто-
рами. Эти факторы можно условно разделить на две взаимосвязанные группы: при-
родные и технологические. Основными из этих факторов являются природные. Они
диктуют выбор технологических схем и условий разработки залежей нефти. В конеч-
ном итоге полнота учета природных факторов предопределяет эффективность выра-
ботки запасов нефти.
В своей монографии Муслимов Р.Х. и Абдулмазитов Р.Г. методом главных ком-
понентов выполнили группирование по близости природных факторов 70 эксплуата-
ционных объектов терригенного нижнего карбона и 82 объекта в карбонатных отло-
жениях Татарстана. В число основных природных факторов авторы включили пара-
метры, характеризующие гидропроводность, проводимость и емкостные характерис-
тики залежей: толщину пласта, пористость и проницаемость пород, а также вязкость
пластовой нефти и насыщенность пустотного пространства коллектора нефтью для
Таблица 1.5
Нефтепромысловая классификация пород продуктивных терригенных
отложений по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н. и Зинатуллину Н.Х
Параметры Породы-коллекторы Породы- неколлекторы
I класс II класс
высопро- дуктивные высокопродуктивные, глинистые малопро- дуктивные
Пористость, % Проницаемость, мкм2 Нефтенасыщенность, % Глинистость, % 17-30 свыше 0,10 80,5-90,0 менее 2,0 15-25 свыше 0,10 72,8-82,9 свыше 2,0 12,6-19,0 0,03-0,1 50,0-80,0 свыше 2,0 менее 12,6 менее 0,03 менее 50,0
Таблица 1.6
Группирование залежей нефти в карбонатных коллекторах по фильтрационно-емкостным характеристикам
по И.И.Абызбаеву
Глава 1
Группа Фильтрационная характеристика Емкостная характеристика Петрофи характер зическая эистика Месторождение, залежь
Прони- цаемость, мкм! Трещиноватость порис- тость, % нефтенасыщен- ная толщина, м кавернозность (размеры), мм удельная поверхность фильтрации, 2/3 м /м смачива- емость
раскры- тость, мкм протяжен- ность, м
Первая Опережающая фильтрация жидкости по матрице (ультрамикротрещины) Емкость пор заметно превышает емкость каверн и трещин Гидро- фильная Знаменское(турней- ский ярус), Петропав- ловское, Волжское (залежь VI), Муста- финское (залежь III), Ташлы-Кульское, Бис Вой залежи Четырман ского и В.Игровского, Дмитриевской и Шей- халиннской площадей
2-10 io’-io2
Свыше 0,10 ( 10-20 микротрещин 0,04-0,4 ы) 13-22 1,8-4,3 2,0-2,5 100-250
Вторая Сопоставимая по объему фильтра ция жидкости в матрице и трещине Емкость пор превышает или сопоставима с емкостью каверн и трещин Промежу- точно-гид- рофильная и гидро- фобная С,'” Копейкубовское, Комсомольской площа- ди Ташлы-Кульского, Стахановское, каширо- подольские отложения Арсланской площади; Д3Ь” Давлекановское
0,05-0,1 20-100 | 0,4-4 (мезотрещины) 8-18 3,8-19,6 4-5 250-700
Третья Фильтрация жидкости по трещинам и противоточная капиллярная пропитка Емкость пор сопоставима или ниже емкости каверн и трещин Преиму- щественно гидрофоб- ная С,’"г Туймазинское, Аб- дуловское, Арланское, Тамьяновская площадь Манчарское;Д,“"Ми- хайловское, Ардатов- ское, Татышлинское, Копей- Кубовское, Михайовское Вят- ской площади.
Меньше 0,05 100 макротрещин 40-400 ы) 5-10 2,6-10 5-20 700-1000
объектов в терригенных коллекторах. Для объектов в карбонатных отложениях учтен
еще один природный фактор - доля коллекторов в разрезе. Оказалось, что при выде-
лении однородных объектов определяющими являются фильтрационные и емкост-
ные характеристики коллектора, свойства нефти. Существенное влияние этих факто-
ров на эффективность разработки других месторождений в нашей стране и за рубе-
жом согласуется с выводами Ивановой М.М. и Говоровой Г.А. [43].
В основу классификации залежей нефти положены именно эти основные параметры:
— по коллекторским свойствам залежи в терригенных коллекторах делят на низ-
копроницаемые - до 0,030 мкм2, проницаемые - от 0,030 до 0,100 мкм2 и высоко-
проницаемые - свыше 0,100 мкм2. Породы-коллекторы в терригенных коллек-
тора подразделяют, в свою очередь, на высокопродуктивные — при содержании
глин менее 2% и высокопродуктивные глинистые — при содержании глинистых
минералов свыше 2% (табл. 1.5).
Карбонатные коллекторы по проницаемости пористой матрицы подразделяют
на четыре группы [И, 14]: более 0,100 мкм2 - первая группа, 0,010—0,100 мкм2-вто-
рая, 0,001—0,010 мкм2-третья и менее 0,001 мкм2 — четвертая группа. Четвертую груп-
пу карбонатных коллекторов относят к непроницаемым и слабопродуктивным.
Аналогичным образом в Башкортостане выделяют три группы карбонатных кол-
лекторов: более 0,100 мкм2, от 0,050 мкм2до 0,100 мкм2и менее 0,050 мкм2 (табл. 1.6).
При группировании карбонатных коллекторов по трещиноватости В.Д.Викторин
выделяет шесть структурных уровней: ультрамикротрещинные с длиной трещин 0,01 -
0,010 м и раскрытостью 2-10 мкм; микротрещинные с длиной 0,04—0,40 м по площа-
ди и 0,01-0,10 м по разрезу коллектора, раскрытостью 10—20 мкм; мезотрещинные с
длиной 0,4-4,0 м по площади и 0,1-1,0 м по разрезу, раскрытостью 20-100 мкм; мак-
ротрещинные с длиной 4-40 м по площади и 1-10 м по разрезу, раскрытостью 100—
500 мкм; мегатрещинные с длиной трещин 400 м по площади, 100 м по разрезу и с
раскрытостью 1000 мкм [10].
Разделение залежей по составу и свойствам нефти производится на основе та-
ких параметров как плотность, вязкость, содержание серы и асфальтосмолистых ве-
ществ и парафинов [95]. .
В последние годы выделяют залежи маловязких нефтей с вязкостью до 10 мПа • с,
повышенной вязкости с диапазоном 10—30 мПа* с, вязкие — 30—60 мПа*с и высоко-
вязкие - более 60 мПа*с [9].
Наиболее важными по влиянию на эффективность разработки залежей являют-
ся реологические свойства: вязкость ньютоновская, аномалии вязкости и структур-
но-механические свойства нефти.
По степени проявления аномалий вязкости и структурно-механических свойств
подразделяют залежи на ньютоновские и неньютоновские [105,109].
Реологические свойства нефти тесно связаны с содержанием асфальтосмолис-
тых веществ (табл. 1.7).
В табл.1.7 приведены сведения о количестве залежей с различным содержанием
асфальтенов и высокомолекулярных парафинов, основных структурообразующих
компонентов нефти. Нефти с содержанием асфальтенов более 1,0—1,5% проявляют
неньютоновские свойства. Такие свойства у парафиносодержащих нефтей проявля-
ются при охлаждении ниже температуры насыщения парафином.
Из табл. 1.7 следует, что при разработке свыше 90% залежей в той или иной мере
проявляются аномалии вязкости и структурно-механические свойства нефти.
Таблица 1.7
Распространенность залежей по содержанию в составе
нефти парафинов и асфальтенов
Массовое содержание парафинов в нефти Количество залежей с массовым содержанием асфальтенов в нефти
до 1% 1-5% свыше 5%
малопарафиновые - до 1,5 % 70 27 5
парафинистые - от 1,5% до 6% 129 210 88
высокопарафиновые - свыше 6% 128 92 5
В нефтепромысловой практике получило признание деление залежей по вели-
чине начальных извлекаемых запасов: на мелкие — с запасом нефти менее 10 млн.т,
средние — 10—30 млн. т, крупные — 30—300 млн. т и уникальные — с запасом свыше
300 млн. т. По структуре запасов нефти выделяют три группы залежей: первая группа
с преимущественно активными запасами, вторая с трудноизвлекаемыми и третья -
промежуточная, с равным содержанием активных и трудноизвлекаемых запасов.
Р.Х.Муслимов и Р.Г.Абдулмазитов [9] рекомендуют отнести к высокоэффектив-
ным высоко- и среднедебитные залежи маловязких нефтей и нефти повышенной вяз-
кости в высокопроницаемых коллекторах с преимущественно активными запасами.
Это, как правило, средние, крупные и уникальные месторождения.
К малоэффективным относят низкодебитные залежи вязких и высоковязких
нефтей в низкопроницаемых или проницаемых коллекторах с преимущественно труд-
ноизвлекаемыми запасами. Запасы нефти на таких месторождениях составляют обыч-
но менее 10 млн.т. Нефти их высокосмолистые и высокосернистые, с низким содер-
жанием углеводородных газов [9].
К трудноизвлекаемым относят и запасы нефти в терригенных отложениях с гли-
нистостью более 2% и вязкостью нефти более 30 мПа*с, в алевролитах, водонефтя-
ных зонах, в пластах с толщиной до двух метров, в линзах и зонах выклинивания плас-
тов, а также в низкопродуктивных карбонатных коллекторах.
1.5. Распределение и состояние запасов углеводородного сырья
На территории Татарстана открыто 94 нефтяных месторождений, из них в разра-
ботке находится 61 месторождение. Анализ структуры извлекаемых запасов нефти ка-
тегории A+B+Cj показал, что с начала эксплуатации активные запасы составляли 81%
от начальных извлекаемых запасов, а на трудноизвлекаемые приходилось 19%. Причем
доля запасов высоковязких нефтей с вязкостью более 30 мПа*с составляет 8,9%, в ма-
лопроницаемых коллекторах с проницаемостью пород 0,05 мкм2 — 5,9%, а остальные
4,2% запасов приходятся на водонефтяные зоны, карбонатные коллекторы и участки
малой (до 2 м) толщины. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные из-
влекаемые запасы составляют 20,4%, а трудноизвлекаемые — 79,6%, в том числе на вы-
соковязкие приходится 39,5%, в малопроницаемых коллекторах — 20,4% и в водонеф-
тяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины — 19,5%. Отдель-
ные месторождения Татарстана, такие как Нурлатское и Бурейкинское, можно пол-
ностью отнести к залежам с трудноизвлекаемой вязкой нефтью. Трудноизвлекаемые
залежи имеются как в каменноугольных карбонатных отложениях верейских, башкир-
ских, турнейских, так и в терригенных отложениях пашийского горизонта Д-1 верхнего
девона, а также в тульско-бобриковском горизонте каменноугольной системы.
В табл. 1.8 приведены сведения об остаточных запасах и накопленной добыче не-
фти осадочного палеозойского комплекса на территории Татарстана и Башкортостана.
Пока освоены в основном запасы нефти терригенного девона и нижнего карбо-
на. Освоенность потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и
составляет 8,1 —9,4%, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на тер-
ритории Татарстана достигают 20,4% всех запасов нефти в республике.
Текущие извлекаемые запасы углеводородного сырья в терригенных отложени-
ях на территории Татарстана в два раза, а в Башкортостане - почти в 2,4 раза превы-
шают запасы карбонатных коллекторов. *
В табл. 1.9 приведена структура и освоенность трудноизвлекаемых запасов угле-
водородного сырья Татарстана.
Из таблицы следует, что трудноизвлекаемые запасы составляют 33,6% начальных
извлекаемых запасов нефти в республике и 79,6% от остаточных извлекаемых запасов.
В настоящее время накопленный отбор активных запасов достиг 80,2%, а освоенность
92,9% от начальных извлекаемых запасов. В то же время пока освоены лишь 45,7%
трудноизвлекаемых запасов нефти. Темп освоения их от начальных извлекаемых за-
пасов в три раза выше, чем активных запасов. Однако, темпы отбора активных запасов
Таблица 1.8
Остаточные запасы и накопленная добыча нефти
палеозойского осадочного комплекса на 01.01.1997 г.
Показатель Величина показателя по коллекторам палеозойского осадочного комплекса
всего терригенного девона и нижнего карбона карбонатного девона и карбона
На территории Тата рстана
1. Накопленная добыча нефти,% 2. Начальные запасы нефти (А+В+С,),%: 100 98,0 2,0
— геологические 100 79,6 20,4
— извлекаемые 3. Текущие остаточные запасы нефти (А+В+С,), %: 100 91,3 8,7
— геологические 100 70,4 29,6
— извлекаемые 100 66,5 33,5
4. Освоенность потенциальных ресурсов нефти,% 83,7 75,6 8,1
На территории Башко ртостана
1. Накопленная добыча нефти,% 3. Текущие остаточные запасы нефти (А+В+С,), %: 100 94,1 5,9
— геологические 100 74,3 25,7
— извлекаемые 100 70,5 29,5
4. Освоенность потенциальных ресурсов нефти,% 82,7 73,3 9,4
Таблица 1.9
Структура и освоеность запасов углеводородного сырья Татарстана
на 01.01.1997 г.
Структура запасов углеводородного сырья Начальные извлекае- мые запасы, % Остаточ- ные извле- каемые запасы,% Накоп- ленный отбор,% Освоение начальных извлекае- мых запасов,% Годовая добыча нефти,% Темп отбора, % от извлекаемых запасов
от началь- ных от оста- точных
1. Терригенные отложения: - с глинистно- 6,7 7,4 6,5 74,6 11,7 1,3 5,0
стью св.2% - с вязкостью 6,5 14,5 4,1 48,7 14,0 1,6 3,1
нефти св.ЗО мПа с - алевролиты 6,3 13,2 4,2 51,5 13,0 1,5 3,1
2. Карбонатные 8,7 32,1 1,7 15,1 12,0 1,0 1,2
коллекторы 3. Водонефтяные 5,4 12,5 3,3 47,0 8,5 1,1 2,2
зоны Трудноизвлекас- 33,6 79,6 19,8 45,7 59,1 1,3 2,4
мые запасы Активные запасы 66,4 20,4 80,2 92,9 40,9 0,45 6,4
Всего 100,0 100,0 100,0 77,0 100,0 0,73 3,2
от остаточных извлекаемых запасов выше. Годовая добыча трудноизвлекаемых запасов
в общей добыче составляет 59,1% и оказывается выше, чем активных запасов.
В табл. 1.10 приведены сведения о распределении запасов и накопленной добы-
че палеозойского осадочного комплекса по вязкости нефти на территории Татарстана
и Башкортостана.
В терригенных коллекторах палеозойского комплекса сосредоточены 57,5% гео-
логических и 42,2% извлекаемых запасов маловязкой нефти (табл. 1.10). Запасы высо-
ковязкой нефти находятся и в терригенных, и в карбонатных коллекторах. Извлекае-
мые запасы нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах в 4,4 раза больше.
В Башкортостане геологические и извлекаемые запасы маловязкой нефти сосре-
доточены в карбонатных коллекторах, а нефти с вязкостью 10—30 мПа «с больше в
терригенных коллекторах. Доля извлекаемых запасов высоковязких нефтей в терри-
генных и в карбонатных коллекторах изменяется от 6,1% до 8,0%.
Накопленная добыча маловязких нефтей из терригенных коллекторов в Татар-
стане составляет 90,9%, а в Башкортостане лишь 47,5%. В Татарстане более высокая
доля накопленной добычи нефти повышенной и высокой вязкости из карбонатных
коллекторов. В Башкортостане доли накопленной добычи нефти повышенной вязко-
сти из терригенных и карбонатных отложений оказываются равными.
Таким образом, в будущем в Татарстане предстоит интенсивное освоение запа-
сов нефтей с повышенной и высокой вязкостью в карбонатных коллекторах и высо-
кой вязкостью в терригенных отложениях. В Башкортостане же отмечается наиболее
высокая доля извлекаемых запасов маловязких нефтей и нефтей повышенной вязко-
сти в терригенных и в карбонатных коллекторах.
Таблица 1.10
Распределение запасов и накопленная добыча нефти из коллекторов
палеозойского осадочного комплекса по вязкости нефти на 01.01.1997 г.
Показатель Вязкость нефти
до 10 мПа с (10-30) мПас свыше 30 мПас
На территории Татарстана
1. Геологические запасы нефти в коллекторах, %:
- терригенного девона и нижнего карбона 57,5 7,7 . 34,8
- карбонатного девона и карбона 2. Извлекаемые запасы нефти в коллекторах, %: 0,1 51,1 . 48,8
- терригенного девона и карбона 42,2 11,5 46,3
- карбонатного девона и карбона 3.Накопленная добыча нефти из коллекторов, %: 0,1 50,6 49,3
- палезойского осадочного комплекса 89,9 6,2 3,9
- терригенного девона и нижнего карбона 90,9 5,7 3,4
- карбонатного девона и карбона 52,6 47,4
На территории Башкортостана
1.Геологические запасы нефти в коллекторах, %:
- терригенного девона и нижнего карбона 32,4 62,7 4,9
- карбонатного девона и карбона 2. Извлекаемые запасы нефти в коллекторах, %: 41,9 47,2 10,8
- терригенного девона и нижнего карбона 26,7 67,2 6,1
- карбонатного девона и карбона 3. Накопленная добыча нефти из коллекторов, %: 46,2 45,8 8,0
- палезойского осадочного комплекса 47,6 50,2 2,2
- терригенного девона и нижнего карбона 47,5 50,6 1,9
- карбонатного девона и карбона 49,2 44,1 6,7
1.6. Гидрогеологическая и геохимическая характеристика осадочной
толщи на территориях Татарстана и Башкортостана
В разрезе осадочной толщи Татарстана можно выделить девять гидрогеологичес-
ких комплексов. Ниже приводится краткая гидрохимическая и гидродинамическая ха-
рактеристика этих вод, за исключением архейско- протерозойских и рифей-вендских[8].
В терригенном комплексе среднего и верхнего девона водоносность связана с
песчано-алевролитовыми коллекторами с индексацией горизонтов от Д-V до Д-0,
представляющими единую гидродинамическую систему с водоупором из кыновско-
саргаевских аргиллитов и глинистых известняков. Воды относятся к хлоркальциево- /
му типу с общей минерализацией 220—280 г/л и содержанием в мг/л: брома — 600—
1400, йода — 8—10, бора — 12—13, бария — до 100, стронция — 370—440. Содержание
газа азотно-метанового типа составляет 300—700 см3/л. Дебиты могут колебаться от
100 м3/сут до 250 м3/сут при динамических уровнях 400—800 м. Статические уровни
изменяются от 2 м до минус 40 м, а температура воды — в пределах 33—43 °C.
Карбонатный верхнедевонско-турнейский водоносный комплекс приурочен к
пористым, трещиноватым и кавернозным породам с аргиллитовым водоупором Ма-
линовского надгоризонта. Коллекторы насыщены водой хлоркальциевого типа с об-
щей минерализацией 245—255 г/л и содержанием в мг/л: йода — 8— 11, брома — 400—
500, бора — 20—40, стронция — 50—300, аммония — до 600. Газонасыщенность вод до-
стигает 350 см3/л, иногда — 500 см3/л при метаново-азотном составе газов и содержа-
нии углеводородов 30—85% и сероводорода до 6—7 мг/л. Производительность сква-
жин может составить 20—40 м3/сут при динамическом уровне 550 м. Статические уров-
ни устанавливаются на отметках минус 18—25 м.
Терригенный водоносный комплекс Малиновского и яснополянского надгори-
зонтов представлен песчаниками и алевролитами радаевского, бобриковского и туль-
ского горизонтов с водоупором из плотных тульских глин и карбонатов. Воды хлор-
кальциевого типа с общей минерализацией 200—279 г/л и содержанием в мг/л мик-
рокомпонентов: йода — 4—9, брома — 305—486, бора — 14—52, аммония — 150—183.
Газонасыщенность составляет около 350 см3/л, в том числе 25—50% углеводородных
газов. Дебиты скважин изменяются в пределах 18—60 м3/сут при динамических уров-
нях 200—400 м; отметки пьезометрических уровней — минус 30—50 м.
Визейско-серпуховский и башкирский водоносный комплекс заключен в ло-
вушки из пористо-кавернозных, трещиноватых и известняково-доломитовых кол-
лекторов и глинисто-аргиллитовых водоупоров. Воды хлоридные, частично суль-
фатные. Минерализация достигает 250 г/л с содержанием в мг/л йода — 11, брома —
413, аммония — 198. В водах башкирского яруса присутствуют газы, в том числе
углеводородные и азот в количестве 90—170 см3/л. Производительность скважин
по серпуховским отложениям достигает 90 м3/сут при динамическом уровне 700 м,
а по башкирским — 240 м3/сут при 500 м. Гидростатический уровень находится на
отметке минус 65 м.
Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс ограничивается
сверху глинами. Воды хлоридно-натриевого типа с общей минерализацией 220 г/л и
содержанием йода — 5,7—8,6, брома — 380—530, бора — 5,5—31,8, сероводорода — до
600, аммония — до 140 мг/л. Газонасыщенность вод составляет до 170 см3/л, в том числе
углеводородных газов — до 15%. В составе газов присутствует азот. Дебиты скважин
составляют 5—10 м3/сут при динамических уровнях 500—900 м. Средние статические
уровни — минус 50 м.
Комплекс среднего и верхнего карбона и нижней перми состоит из нескольких
водоносных горизонтов с пористо-кавернозными и трещиноватыми закарстованными
карбонатными коллекторами. Воды сульфатного типа с минерализацией 10—25 г/л,
имеются воды и хлоридного типа; минерализация хлоридно-натриевых рассолов дос-
тигает 250 г/л, а в верхнем карбоне может снижаться до 55 г/л. Содержание микро-
компонентов брома, аммония и йода незначительны.
Карбонатно-терригенный комплекс верхней перми содержит водоносные гори-
зонты в песчаниках и известняках уфимского, казанского и татарского ярусов. Наи-
большие дебиты скважин, до 1500 м3/сут, характерны для известняков нижнеказанс-
кого подъяруса. Воды гидрокарбонатные с минерализацией с 3—5 г/л и содержанием
брома — 0,3—0,6, аммония — до 10, сероводорода — до 400—600 мг/л.
Следует отметить, что в течение всего периода разработки залежей внимание
специалистов привлекало высокое содержание в водоносных горизонтах йода, брома,
стронция, натрия, кальция, магния и других редких элементов и солей с точки зрения
возможности промышленного освоения. Наиболее перспективными по содержанию
микрокомпонентов являются воды терригенного девона, запасы которых практичес-
ки неисчерпаемы. Кроме того, огромное количество воды ежегодно добывается вмес-
те с нефтью. Расчеты показывают, что комплексная переработка пластовых вод по-
зволит получить десятки тысяч т дешевых химических продуктов, таких как пищевая
поваренная соль, технический хлористый натрий, техническая соляная кислота, каус-
тическая сода и ценные минеральные удобрения. На первом этапе в течение 15—20 лет
рекомендуется использовать в качестве минерального сырья сточные воды, а на вто-
ром этапе — подземные промышленные воды терригенного девона. w
Таким образом, свойства и состав подземных вод и растворенных газов в преде-
лах гидрогеологических комплексов изменяются по разрезу в довольно значитель-
ных пределах. Это может служить диагностическим признаком при проведении ана-
лиза эффективности заводнения по объектам. Кроме того, достаточно высокое содер-
жание ряда редких микрокомпонентов в подземных водах отдельных водоносных го-
ризонтов может служить источником их получения в промышленных масштабах [8].
Аналогичные рекомендации по промышленному освоению и извлечению ред-
ких и ценных микроэлементов, а также использованию сточных и пластовых вод в
процессе разработки залежей углеводородного сырья и для получения разнообраз-
ных химических продуктов вполне приемлемы и для гидрогеологических и геохими-
ческих условий водоносных комплексов Республики Башкортостан.
По классификации Озолина Б.В. в разрезе осадочной толщи Башкортостана вы-
деляются три водоносных яруса, каждый из которых включает ряд гидрогеологичес-
ких комплексов и горизонтов [16]. К верхнему водоносному ярусу относятся отложе-
ния, залегающие выше кунгурской галогенной водоупорной толщи.
К среднему водоносному ярусу относятся терригенно-карбонатные отложения
между кунгурским водоупором и кыновско-доманиковыми отложениями. Кыновские
слои являются одним из основных региональных водоупоров почти по всей террито-
рии региона. Только в восточной части Башкортостана толщина водоупора уменьша-
ется и в отдельных случаях оказывается менее одного метра.
В нижнем водоносном ярусе достаточно четко выделяются водонасыщенные
песчано-алевролитовые пласты девона.
Воды осадочных пород платформенной части Башкортостана по качественному со-
ставу солей практически не отличаются от пластовых вод месторождений Татарстана.
Однако количественный состав различен. Этим объясняются колебания плотности воды.
Установлено, что минерализация пластовых вод возрастает по мере увеличения
глубины залегания водоносных горизонтов [1,16]. Воды верхнего водоносного яруса
являются пресными или слабоминерализованными гидрокарбонатно-натриевого или
сульфатно-натриевого типа по Сулину В.А . Минерализация их обычно не превыша-
ет 5—10 мг-экв. на 100 г раствора. В водах, залегающих ниже кунгурского яруса, об-
щая минерализация резко возрастает и в глубокопогруженных участках достигает
700—900 мг-экв. на 100 г раствора. Увеличение минерализации с глубиной сопровож-
дается сменой типа вод. Слабоминерализованные воды артинских отложений отно-
сятся к хлормагниевому или сульфатно-натриевому типу, а воды повышенной мине-
рализации — к хлоркальциевому типу.
Воды девонских отложений в большинстве случаев представляют высокомине-
рализованные растворы хлоркальциевого типа, солевой состав которых отражает спе-
цифические особенности глубинных вод, формирующихся в условиях гидрогеологи-
ческой закрытости. Минерализация вод колеблется в пределах 800—880 мг-экв на 100 г
раствора, 270—290 г/л, при плотности воды 1170—1200 кг/м3. Причем наиболее ми-
нерализованные воды приурочены к Башкирскому своду. Основными компонентами
минеральной части вод являются хлориды натрия, кальция и магния.
Воды терригенного девона содержат в составе ряд микроэлементов, многие из
которых представляют интерес как с точки зрения критериев гидрогеологической
обстановки недр, так и с точки зрения промышленного минерального сырья. В плас-
товых водах этого комплекса имеются следующие микроэлементы: йод, бром, калий,
сероводород, а в отдельных пробах попутных вод нефтяных месторождений окись
кремния, литий, рубидий, цезий, стронций, фтор, германий.
2. Закономерности изменения физических свойств
и состава углеводородного сырья продуктивных
отложений Волго-Уральской провинции
2.1. Физические свойства пластовых нефтей крупных
и уникальных месторождений
Свойства и состав углеводородов нефтегазоносных комплексов Татарстана,
Башкортостана и Самарской области различаются по тектоническим элементам, ли-
толого-стратиграфическим горизонтам и в пределах одного и того же месторожде-
ния [6, 8, 90-92].
К наиболее легким относятся нефти терригенного девона, а песрти нижнего кар-
бона — к тяжелым. Наибольшие различия состава и свойств присущи нефтям зале-
жей в карбонатных породах среднего карбона [8, 69, 90—92, 94].
Основные параметры пластовых нефтей по литолого-стратиграфическим комп-
лексам и отдельным месторождениям представлены в табл. 2.1—2.3.
Из табл. 2.1 следует, что свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана
и Башкортостана отличаются в одних и тех же литолого-стратиграфических комп-
лексах, за исключением нефтей объектов терригенного девона.
Таблица 2.1
Основные физические параметры пластовых нефтей
по стратиграфическим подразделениям
Стратиграфическое подразделение Плотность нефти, кг/м’ Вязкость нефти, мПа* с Газосодержа- ние, mj/t Давление насыщения газом, МПа
Нефтегазоносные комплексы Татарстана
Терригенный девон 772-822 1,9-4,2 46,0-74,2 7,9-9,47
Верхний фамеп 0,924 3,8 0,36
Терригенная толща нижнего карбона 865-930 10,1-51,8 9,8-22,2 4,1-6,3
Карбонатные отложения нижнего карбона 854-879 11,2-33,6 16,5-26,7 5,3-6,9
Карбонатные отложения среднего карбона 852-949 37-550 2,6-10,0 0,60-3,85
Нефтегазоносные комплексы Башкортостана
Терригенный девон 735-874 0,92-4,5 32,8-136,3 8,2-15,9
Терригенная толща нижнего карбона 840-896 6,9-34,6 12,8-41,6 4,2-9,1
Карбонатые отласения верхнего девона 839-884 5,08-15,4 17,1-30,6 6,1-15,4
Карбонатные отложения нижнего карбона 765-900 5,50-35,3 7,3-34,6 1,4-8,8
Карбонатные отложения среднего карбона 817-879 2,88-11,9 6,4-51,3 1,02-9,3
Таблица 2.2
Параметры физических свойств пластовых нефтей девонских отложений
месторождений Татарстана, Башкортостана и Самарской области
М есторожден и с Эксплуата- ционный объект I [лотность, кг/м'’ Вязкость, мПа с Газосодержаиие, м/т Давление насыщения газом, МПа
Ромашкинское Д-1 794-808 2,3-4,2 56,1-74,2 7,9-9,4
Бавлинское Д-1 772-789 1,9-2,9 69,0-83,0 9,1-9,4
Ново-Елховское д-1 811-822 3,2-3,7 46,0-65,1 8,4-9,3
Туймазипское д-1 798-806 2,3-2,9 54,7-73,5 8,3-9,6
Д-п 804-806 2,6-2,9 63,3-68,0 8,3-9,4
Шкаповское д-1 864-874 3,7-4,5 43,8-51,5 9,2-10,2
Д-iv 735-748 0,92-1,03 118,1-136,3 13,2 15,9
Серафимовское д-1 796-810 2,2-2,7 59,7-68,8 8,2-9,3
д-п 786-789 1,7-1,8 66,5-67,6 8,2-8,9
Сергеевское Дтср 802-866 2,7-8,5 61,1-94,4 9,5-11,0
Сатаевское д-1 811-835 2,2-3,5 43,7-61,4 9,5-11,1
Демское Д-IV 784-804 1,6-2,8 64,3-82,3 9,1-10,2
Мухаиовскос д-1 622-824 0,32-0,97 115-399 11,3-20,6
Дмитриевское Д-п 619-720 0,50-0,89 139-277 12,2-15,5
Плотность пластовых нефтей девонских отложений изменяется в пределах 770—
870 кг/м3, динамическая вязкость — 1,6—4,5 МПа* с, газосодержаиие — 44—94 м3/т, дав-
ление насыщения нефти газом — 8,2—11,0 мПа (табл. 2.2). В эти диапазоны не уклады-
ваются свойства нефти пласта Д-IV Шкаповского месторождения в Башкортостане, а
также Мухановского и Дмитриевского месторождений Самарской области. Нефти этих
месторождений малосмолистые, легкие и характеризуются высокими значениями га-
зосодержания и давления насыщения газом.
Физические свойства нефтей терригенной толщи нижнего карбона оказываются
так же близкими (табл. 2.3) и изменяются в следующих пределах: плотность —
850—900 кг/м3, динамическая вязкость — 10—35 мПа*с, газосодержаиие — 10—34 м3/т,
давление насыщения нефти газом — 3,5—9,0 МПа.
По сравнению с девонскими нефти терригенной толщи нижнего карбона более
тяжелые, характеризуются повышенной вязкостью и низким газосодержанием.
Из сопоставления данных табл. 2.2 и 2.3 следует, что нефти терригенной толщи
нижнего карбона Мухановского месторождения по физическим свойствам близки
нефтям девонских отложений.
Большие отличия физических свойств пластовых нефтей на залежах в карбо-
натных отложениях Татарстана и Башкортостана.
Плотность пластовых нефтей залежей нефти среднего карбона Татарстана изме-
няется от 852 кг/м3 до 949 кг/м3, а в Башкортостане — от 817 кг/м3 до 879 кг/м3, дина-
мическая вязкость колеблется от 37 мПа*сдо 100 мПа*сиот2,88 мПа*сдо 11,9 мПа*с,
давление насыщения нефти газом — в диапазоне от 0,6 МПа до 3,85 МПа и от 1,02 МПа
до 9,3 МПа, а газонасыщенность находится в интервалах 2,6—10 м3/т и 6,4—51,3 м3/т.
Несколько меньшие отличия свойств пластовой нефти в карбонатных коллекторах ниж-
него карбона.
Для залежей нефти в карбонатных коллекторах технологические показатели раз-
работки более тесно связаны с коллекторскими свойствами продуктивного пласта,
чем с физико-химическими свойствами пластовой нефти [36]. Можно привести не-
мало примеров, когда эффективность разработки объектов, содержащих маловязкие
(до 10 мПа* с) нефти, при одинаковых режимах эксплуатации и сетке скважин оказы-
вается ниже, чем залежей с нефтью повышенной и высокой вязкостью [7].
Основной причиной превалирующего влияния свойств и строения продуктив-
ного пласта на эффективность разработки залежей в карбонатных коллекторах явля-
ется широкое развитие в них густой сети трещин и более высокая степень неоднород-
ности по сравнению с терригенными пластами девона и нижнего карбона. Сравни-
тельные данные физических свойств пластовых нефтей эксплуатационных объектов
в карбонатных коллекторах Татарстана и Башкортостана представлены в табл. 2.4.
По высоте залежей в карбонатных коллекторах наблюдается повышение вязкости
пластовой нефти в подошвенной части до 4,5 раза по сравнению с кровельной частью [17].
Свойства пластовой нефти в региональном плане закономерно изменяются с во-
стока, а именно от юго-восточного склона Южно-Татарского свода, на запад в направ-
лении к Мелекесской впадине.
Таблица 2.3
Основные физические свойства пластовых нефтей эксплуатационных объектов
терригенной толщи нижнего карбона
Месторождение, площадь Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа-с Газосодер- жание, м ‘/т Давление на- сыщения газом, МПа
Нефтегазоносные комплексы Татарстана
Ромашкинское:
Северо-Альметьевская 868-881 18,2-32,1 16,5-19,1 4,6-5,2
Северо-Азнакаевская 882-930 21,5-42,5 9,8-10,9 3,5-4,7
Восточно-Сулеевская 865-879 10,1-34,4 14,2-28,2 4,1-6,3
Беркет- Ключевское 865-874 14,5-26,5 30,3-33,6 6,6
Ново-Елховское 859-896 17,8-20,5 13,2-22,1 4,8-5,3
Ново-Бавлинское 866-871 12,8-15,6 23,0-25,4 6,2-6,7
Березовское 882 18,7 20,3 5,4-
Нефтегазоносные комплексы Башкортостана
Арланское 870-893 14,0-34,6 13,6-21,4 6,8-9,1
Манчаровское 863-882 12,9-24,4 14,5-25,1 5,4-7,0
Таймурзинское 881-895 17,3-31,0 12,8-22,4 4,9-6,3
Кузбаевское 864-879 14,0-19,7 20,1-24,2 6,3-8,0
Четырманское 853-870 6,9-13,8 36,2-41,6 6,3-8,8
Бураевское 864-888 14,4-24,5 23,8-34,8 6,5-9,0
Игровское 840-896 9,6-31,5 16,0-32,3 6,7-8,4
Орьебашское 877-892 17,3-33,4 17,2-23,5 6,4-8,4
Нес] >тегазоносные комплексы Самарской области
Мухановское 773-811 2,0-3,6 38,9-68,0 5,9-7,6
Радаевское 873-898 25,7-47,6 19,2-29,9 5,8-6,2
Яблоневый овраг 864-866 15,7-17,2 6,8-7,9 1,04-2,14
Таблица 2.4
Вязкость и газосодержание пластовой нефти по объектам разработки
с карбонатными коллекторами
Месторождение Объекты разработки (горизонт, ярус) Вязкость, мПас Газосодержание, м'/т
Нефтегазоносные комплексы Татарстана
Ромашкинское верейский 41,6 4,1
башкирский 45,0 3,2
турнейский 32,6 5,9
заволжский 20,0 19,0
фаменский 46,5 13,6
Ямашинское верейский 21,6 7,7
башкирский 41,6 6,8
турнейский 10,8-44,6 13,4
Тавельское турнейский (упино-
малевские и кизе-
лово-черепетские) 30,0 20,0
Ивашкино-Мало- Сульчинское турнейский 42,0 4,1-5,7
Нурлатское башкиро-верейские 56,3-94,8
Шегурчинское турнейский 24,4 16,5
верейский башкирский 33,8 54,6 9,7 10,5
Архангельское верейский 50,1 6,0
башкирский 41,1 6,2
Н ово-Елховское башкирский 79,4 11,5
турнейский 22,9 17,4
верейский 89,7 11,5
Бавлинское турнейский 15,8 24,1
Сиреневское верейский 70,5 2,2
башкирский 20,8 8,5
каширский 70,5 2,2
Беркет-Ключевское верейский 89,7 0,59
турнейский 33,8 10,0
Ильмовское башкирский 100 10,0
Нес зтегазоносные комплексы Башкортостана
Туймазинское турнейский 17,4 10,0
Серафимовское турнейский 16,3-35,3 7,8-22,6
Арланское каширо-подольский 12,5-24,6 6,4-17,4
Четырманское башкирский 5,68-7,95 30,8-42,8
верейский 5,46-7,08 37,6-46,3
Игровское башкирский 6,0 19,6-37,7
верейский 5,5 15,5-51,3
Татышлинское башкирский 18,0 15,5-51,3
Югомашское башкирский 7,5-18,3 13,9-32,3
верейский 4,02-13,5 7,7-43,3
Орьебашское башкирский 5,26-6,6 21,0-26,4
верейский 5,32 30,3
Т ашлы- Ку льское кизеловский 8,7 18,3-20,0
Суллинское кизеловский 13,0 11,1-33,4
Копей-Кубовское кизеловский 5,75-11,2 32,4
заволжский 6,27 25,2
фаменский 9,58-15,4 17,1-24,9
Петропавловское кизеловский 5,56-8,34 17,0-34,4
заволжский 4,2-7,94 24,6-34,6
Турнейский ярус
28
:.32
Изменение вязкости
пластовой нефти
залежей
каменноугольных
отложений
юго-востока
Татарстана.
Рис. 2.1
1 - изолинии вязкости пластовой нефти, мПа*с; 2 - границы месторождений.
Геоструктурные элементы:
I - Южно-Татарский свод; V - Мелекесская впадина.
Месторождения:
1 - Ромашкинское, 2 - Ново-Елховское. 3 - Бавлинское. 4 - Тат-Кандызское, 6 - Урустамакское, 7 - Алексеевское, 8 - Подгорное,
19 - Ульяновское, 20 - Ивашкино-Мало-Сульчинское, 21 - Ильмовское, 22 - Нурлатское, 23 - Ново-Шешминское, 24 - Бурейкинское,
25 - Старо-Кадеевское, 26 - Аксубаево-Мокшинское, 27 - Краснооктябрьское, 28 - Тавельское, 29 - Шегурчинское, 30 - Сиреневское,
31 - Беркет-Ключевское, 32- Ямашинское, 33 - Архангельское, 34 - Тюгеевское, 35 - Березовское, 36 - Екатериновское,
37 - Ерсубайкинское, 38 - Макаровское, 39 - Соколкино-Сарапалинское, 40 - Онбийское, 41 - Бастрыкское, 42 - Красногорское,
43 - Ашальчинское, 44 - Кадыровское, 45 - Енорусскинское, 46 - Черемуховское, 47 - Нуркеевское, 48 - Пионерское, 49 - Вишнево-
Полянское, 50 - Зюэеевское, 53 - Мельниковское, 54 - Урмышлинское, 56 - Лангуевское, 57 - Степнооэерское, 61 - Аканское,
62 - Сунчелеевское
Амерханов И.М. обнаружил следующие закономерности изменения свойств пла-
стовых нефтей по месторождениям Татарстана.
По горизонтам Д-1 и Д-0 наименьшие значения плотности нефти 841—846 кг/м3
отмечаются на Бавлинском и Ново-Бавлинском месторождениях. К югу и северо-за-
паду плотность нефти повышается до 890—900 кг/м3 и более.
По турнейскому ярусу наименьшие значения плотности разгазированной нефти
в 868—871 кг/м3 наблюдаются на юго-востоке. Плотность нефти на Ромашкинском и
Ново-Елховском месторождениях равна 898—902 кг/м3. На восточном борту Меле-
кесской депрессии плотность нефти равна 937—947 кг/м3, на залежах северо-востока
Татарстана — 933 кг/м3.
Наименьшие значения плотности нефти бобриковского горизонта (853—866 кг/м3)
отмечены на Бавлинском месторождении, а наибольшее — на западном склоне южного
купола Татарского свода (945—966 кг/м3) и на юго-западном борту Верхнекамской впа-
дины (975 кг/м3).
Закономерности изменения газового фактора такие же, что для плотности. На
Бавлинском месторождении и в центре Ромашкинского она достигает наибольшего
значения. На юго-западном склоне северного купола Татарского свода наибольший
газовый фактор, равный 30 м3/т, наблюдается в Первомайско-Бондюжской группе ме-
сторождений и снижается в западном и восточном направлениях.
Величина давления насыщения зависит в основном от величины газового факто-
ра и содержания азота в составе растворенного газа. Содержание азота в попутном газе
девонских отложений на Бавлинском, Ромашкинском и НовоЕлховском месторожде-
ниях наибольшее и, составляя 8—10%, увеличивается к западу. Интенсивный рост объем-
ного содержания азота происходит в северном направлении, достигая 26—28%. Повы-
шенное содержание азота (20—30%) отмечается в нефтях нижнего карбона. Наиболь-
шее содержание азота (60%) на Мензелино-Актанышской площади.
Давление насыщения газом месторождений в девонских отложениях на юге Ново-
Елховского месторождения равно 7,8 МПа, а на Первомайском месторождении —
10,8 МПа. Давление насыщения нефтей каменноугольных отложений меньше и из-
меняется в пределах 3—6 МПа. На залежах Тавеле-Ямашинской группы, например на
Шегурчинском и Рокашевском месторождениях, давление насыщения газом выше и
составляет 6—8 МПа. Это обусловлено повышением объемного содержания азота в
газе до 25—40%.
На рис. 2.1 показано изменение вязкости пластовых нефтей на юго-востоке
Татарстана.
Наименьшая вязкость пластовой нефти девонских отложений (1,9 мПа*с) — на
Ново-Бавлинском месторождении. На запад и север от Ромашкинского и Ново-Ел-
ховского месторождений вязкость нефти постепенно увеличивается. Наибольшая
вязкость нефти (10—12 мПа«с) отмечается на Кутушском месторождении (па запа-
де) и на месторождениях Прикамья.
Вязкость пластовой нефти залежей нижнего карбона значительно выше и из-
меняется в диапазоне 10—200 мПа*с. По ряду небольших по размерам месторожде-
ний вязкость нефти достигает 200 мПа*с.
Сургучев М.Л. предложил различать следующие нефти: маловязкие 0,4<цн< 10 мПа • с,
средневязкие — 10<ци<50 мПа«с, высоковязкие 50<цн<1500 мПа*с.
Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В. относят нефти к высоковяз-
ким тогда, когда отношение вязкости нефти и вытесняющего агента (пластовой воды)
превышает 10.
Иванова М.М. выделяет четыре группы нефтей: с незначительной вязкостью —
цн< 1 мПа*с, маловязкие 1<цн<5 мПа*с, с повышенной вязкостью 5<цн<25 мПа*с и
высоковязкие ц > 25 мПа*с.
В Татарстане и Башкортостане пластовые нефти принято делить на три группы:
с вязкостью до 10 мПа*с, в диапазоне 10—30 мПа*с и 30—60 мПа*с. Таким образом,
термин «вязкая нефть» является в достаточной степени условным.
В Татарстане более 60% объектов разработки имеют вязкость пластовой нефти
более 30 мПа*с, причем среди них выше 55% — это объекты с вязкостью нефти в пре-
делах 30—60 мПа*с.
Начальные извлекаемые запасы углеводородного сырья в залежах с вязкостью
нефти свыше 30 мПа*с составляют 84% всех запасов. Доля их в остаточных запасах
составляет 30,4%, азапасов нефтей вязкостью 10 мПа*с и выше - 57% (табл. 2.5) [80].
Таблица 2.5
Структура запасов Татарстана по физическим свойствам нефти
на 1 января 1993 г.
Параметры физико-химических свойств нефти Накопленная добыча нефти, % Доля остаточных запасов нефти, %
Плотность:
легкие, менее 870 кг/м3 87,64 38,7
средние, 870-910 кг/м3 11,63 42,1
тяжелые, свыше 910 кг/м' 0,73 19,2
Вязкость:
мало- и средневязкие, менее 10 мПа-с 90,73 42,2
повышенной вязкости, (10-30) мПа с 7,05 27,4
высоковязкие, св. 30 мПа с 2,22 30,4
В карбонатных коллекторах содержится 28,1% остаточных извлекаемых запа-
сов, а накопленная добыча из них составляет лишь 1,02% в общей добыче. Запасы
нефти в карбонатных коллекторах пока практически не вырабатываются.
В терригенных отложениях Башкортостана запасы нефти вязкостью до 10 мПа*с
составляют 32,4%, от 10 мПа* с до 30 мПа* с — 62,7% и лишь 4,9% запасов имеют вяз-
кость более 30 мПа*с.
В карбонатных коллекторах с вязкостью нефти более 30 мПа* с содержатся 11,3% от
геологических запасов. Запасы залежей нефти вязкостью до 10 мПа* с составляют 42,1%,
а вязкостью от 10 мПа*с до 30 мПа* с — 46,6% от общих запасов в этих коллекторах.
В накопленной добыче, независимо от типа коллекторов, доля нефти вязкостью
до 10 мПа*с составляет 47,6%, а вязкостью от 10 мПа* с до 30 мПа* с — 50,2%. Осталь-
ные 2,2% приходятся на нефти вязкостью более 30 мПа*с.
Из терригенных коллекторов накопленная добыча нефти вязкостью до 10 мПа* с
составила 47,5%, от 10 мПа*с до 30 мПа*с — 50,6% и выше 30 мПа*с -1,9%.
Из карбонатных коллекторов наибольшая доля добытой нефти (49,2%) прихо-
дится на залежи с вязкостью до 10 мПа*с. На объекты, вязкость нефти которых изме-
няется от 10 мПа* с до 30 мПа* с и свыше 30 мПа* с, приходится соответственно 44,1%
и 6,7% добычи.
2.2. Физические свойства и состав углеводородного сырья
нефтегазоносных комплексов
В табл. 2.6 приведены средние параметры физико-химических свойств пласто-
вых и разгазированных нефтей [8,94].
На основе анализа этих данных следует подчеркнуть значительное изменение
плотности нефти по стратиграфическим комплексам. Нефти терригенного девона
легкие, а нижне- и среднекаменноугольных отложений тяжелые. Утяжеление нефтей
сопровождается повышением вязкости и увеличением содержания асфальтенов и смол,
а также снижением газового фактора, содержания парафина и светлых фракций, что
было отмечено в предыдущем изложении.
Нефти по составу метаново-нафтеновые. С запада на восток и с юга на север для
девонских нефтей наблюдается тенденция роста содержания серы и смолоасфальте-
новых компонентов.
С уменьшением глубины залегания залежей от пашийских слоев к бобриковско-
му горизонту происходит последовательное утяжеление разгазированных нефтей.
Вышезалегающие продуктивные отложения насыщены наиболее тяжелой высоковяз-
кой нефтью. Плотность нефти повышается от 857 кг/м3 до 907—908 кг/м3, динами-
ческая вязкость при 20 °C — от 19,3 мПа«с до 128—131 мПа«с. Массовое содержание
асфальтенов и смол увеличивается с 10—15% для легких нефтей и до 35—40% для
высоковязких тяжелых нефтей. Выход фракций, выкипающих до 200°С и 300°С, сни-
жается вначале медленными темпами, затем скачкообразно в три-четыре раза. С оп-
ределенной уверенностью можно утверждать, что в соответствии с утяжелением неф-
тей в их составе увеличивается содержание смол плотностью около 1000 кг/м3 и ас-
фальтенов плотностью 1200 кг/м3 и снижается содержание светлых фракций (бензи-
новых и соляро-керосиновых).
В соответствии с глубиной залегания залежей изменяются свойства пластовых
нефтей. Так, динамическая вязкость нефтей от пашийского горизонта к бобриковскому
горизонту составляет от 2,5—4,5 мПа* с до 10—30 мПа* с, а нефтей бобриковского гори-
зонта достигает 15—100 мПа* с; с уменьшением глубины снижается газосодержаиие от
60—65 м3/м3 до 3—4 м3/м3 и объемный коэффициент — от 1,15—1,20 до 1,02—1,04. Из-
меняется не только газовый фактор, но и состав растворенного газа. Снижается объем-
ное содержание метана от 40—42% до 7—8%, пропана — от 16—18% до 12%, а содержа-
ние этана повышается с 24% до 38—43%. С утяжелением нефтей растет содержание не-
углеводородных компонентов — сероводорода и азота. Объемное содержание раство-
ренного азота увеличивается от 7—10% в составе легких нефтей до 28—29% — в тяже-
лых. В составе промежуточных отложений от данково-лебедянского до бобриковского
горизонта объемное содержание азота повышается до 31—35%. Это отражается на ха-
рактере изменения давления насыщения нефти газом. Давление насыщения нефтей дан-
ково-лебедянского и бобриковского горизонтов ниже, чем у девонских в два раза, а га-
зосодержание — в четыре-пять.
Нефти залежей Татарстана отличаются и по молярному составу (табл. 2.6). В
составе нефти в небольшом количестве содержится диоксид углерода. Массовое со-
держание азота колеблется в диапазоне 0,33—0,93%, газообразных и легких углево-
дородов — 5—10%, Причем с уменьшением глубины залегания отложений содержа-
ние газообразных и легких углеводородов снижается, а фракций от гексана и выше
повышается.
Таблица 2.6
Физико-химические свойства нефти и газа продуктивных отложений Татарстана
Параметр Средние значения параметров физических свойств и состава нефти и газа продуктивных отложений
пашийский горизонт кыновский горизонт данковоле- бедянский горизонт заволж- ский го- ризонт турней- ский ярус бобри- ковский горизонт серпу- ховский ярус башкирс- кий ярус верей- ский го- ризонт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Параметры пластовой нефти
Плотность, кг/м3 803 813 896 888 879 876 878 879 876
Динамическая вязкость, мПа-с 4,5 4,3 7,1 5,1 32,6 29,5 51,0 45,0 41,6
Газосодержание, м3/м3 63,4 59,9 12,4 14,6 15,5 13,4 3,8 3,2 4,1
Газовый фактор при дифферен- 50,1 46,7 9,9 4,1 5,9 8,7 1,7 1,9 2,3
циальном разгазировании, м3/т
Давление насыщения газом, МПа 9,0 8,7 3,1 1,4 4,1 4,1 1,04 1,02 0,82
Объемный коэффициент 1,15 1,16 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04
Физико химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Плотность, кг/м3 857 858 900 902 904 908 907 903 905
Динамическая вязкость, мПа-с:
при 20 °C 19,3 23,5 86 85 88 97 122 131 128
при 50 °C 7,4 8,4 22,6 22,3 26,4 26,1 32,1 33,8 34,5
Массовое содержание, %: асфальтенов 4,1 5,0 3,6 2,5 3,4 5,9 5,6 5,6 6,4
смол силикагелевых 17,6 17,1 22,5 22,1 23,2 22,5 20,5 32,3 40,0
парафинов 4,9 5,3 3,6 3,3 3,0 3,6 3,8 3,7 4,1
серы 1,6 1,8 3,0 2,9 3,2 3,4 3,2 4,1 3,4
Выход фракций, % вес.:
Н.К. - 100"С 5,3 5,5 3,0 2,7 4,1 5,7 3,5 4,5 5,5
до 200 °C 22,1 21,9 24,7 19,8 12,9 20,3 8,4 8,1 11,3
до 300 °C 42,8 42,8 46,5 33,3 29,0 38,7 9,2 9,8 25,2
Глава 2
Продолжение табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Молярное содержание компонентов нефтяного газа при дифференциальном разгазировании, %
H..S 0,01 0,03 0,03 0,03 0,20 0,21 0,50 0,70 0,80
СО, 1,01 0,29 1,46 1,41 2,00 1,27 0,60 0,69 0,50
Ы,+редкие 10,22 7,37 32,22 35,41 32,04 30,83 28,79 27,68 27,80
сн, 40,99 42,18 26,58 26,1 23,10 22,6 7,42 8,01 8,19
с2н6 24,11 24,24 13,84 19,9 21,10 19.83 42,76 38,96 38,43
с3н8 16,48 17,72 14,40 13,6 15,00 19,84 11,01 12,38 12,06
с4н,„-с5н|? 6,63 7,72 11,01 4,83 5,88 4,69 8,77 10,84 11,48
Гексан+высшие 0.55 0,45 0,46 0,20 0,92 0.79 0,45 0,74 0.74
Плотность при стандартных условиях, кг/м3 1,217 1,221 1,043 0,913 1,572 1,162 1,367 1,426 1,564
Массовый состав нефти. %
N, 0,52 0,93 - — 0,33 0.39 — — —
СО. 0,07 0,06 - — 0.03 0,04 — — —
с,-с5 9.78 6,36 — — 5,09 5,02 — — -
Сь+высшие 89,63 92,65 — — 95,26 94.55 — — —
Анализ большого количества проб пластовых и поверхностных нефтей Башкор-
тостана также свидетельствует о значительном колебании физических свойств и ком-
понентного состава нефтей и газов не только в пределах нефтегазоносных комплек-
сов, но и отдельных продуктивных пластов.
Так, вязкость разгазированных нефтей при 20°С изменяется от 3,07 мПа*с для
пласта Д-IV Шкаповского месторождения до 249 мПа*с в бобриковском горизонте
Воядинского месторождения. Массовое содержание асфальтенов и смол — от 8,5% до
25%. Объемное содержание азота, выделившегося при однократном разгазировании
пластовых нефтей до атмосферного давления при 20°С, по данным Шейх-Али Д.М.,
изменяется от 1,91% в каширском горизонте Вятской площади Арланского месторож-
дения до 70% в бобриковском горизонте Наратовского месторождения.
Содержание серы достигает 3,5—4,5%, а на отдельных нефтяных месторождениях
увеличивается до 5,6%. Содержание светлых фракций, выкипающих до 300° С, колеб-
лется в диапазоне 25—70% и достигает 90% для газоконденсатных месторождений.
Различия в свойствах и составе пластовых нефтей связаны со степенью мета-
морфизма органического вещества в нефтематеринских толщах. Степень метаморфиз-
ма повышается по мере увеличения возраста толщи и глубины залегания [81, 82].
Важным фактором, определяющим физико-химические свойства пластовых неф-
тей залежей в каменноугольных отложениях и выше, является потеря легких компо-
нентов при нарушении герметичности покрышки, растворение и вынос этих компо-
нентов из залежи движущимися пластовыми водами.
Значительное влияние на изменение физико-химических свойств пластовых неф-
тей оказывают процессы окисления и осернения. При этом важное значение при про-
чих равных условиях имеют размеры залежи и степень неоднородности коллектора. В
крупной, относительно монолитной залежи процессы окисления ограничиваются лишь
зоной ВНК, а при резкой литологической неоднородности пласта и небольших разме-
рах процессы окисления и осернения охватывают практически всю залежь [1, 3, 81].
2.3. Изменение физико-химических свойств нефтей
в пределах продуктивных горизонтов и месторождений Татарстана
В пределах площади одной залежи свойства нефтей изменяются от центральной
части к периферии. Наибольшие значения газового фактора, объемного коэффици-
ента, давления насыщения нефти газом и коэффициента сжимаемости нефти отмена;
ются на центральной части залежи. К контуру нефтеносности перечисленные выше
параметры свойств нефтей уменьшаются. Вязкость и плотность нефти к водо-нефтя-
ному контакту повышаются [95]. В некоторых случаях изменение свойств нефти по
залежи происходит не одинаково во все стороны, а преимущественно в одном направ-
лении. Так, на Ромашкинском месторождении наибольшие значения газового факто-
ра, давления насыщения наблюдаются не на центральной части, а на участке, несколько
смещенном на юго-запад; на Бавлинском месторождении — на участке, смещенном к
северо-востоку. Такое смещение отмечается по большинству залежей Татарстана [90].
Свойства нефтей залежей Татарстана изменяются в значительном диапазоне
(табл. 2.7) [90].
Наибольшие изменения параметров физических свойств пластовых нефтей на-
блюдается на залежах каменноугольных отложений турнейского яруса и бобриковс-
кого горизонта. Это обусловлено более значительными процессами окисления и осер-
нения и более слабым метаморфизмом нефтей верхних отложений.
Таблица 2.7
Отклонение параметров физических свойств пластовых нефтей
от средней величины по месторождению
Месторождение Плотность, кг/м’ Вязкость, мПас Газосодер- жание, м’/т Давление насыще- ния газом, МПа
Девонские отложения Д-1
Ромашкинское 9,80 0,67 6,5 0,44
Ново-Елховское 6,8 0,56 2,9 0,63
Бавлинское 29,0 0,50 4,2 0,16
Ново-Бавлинское 5,5 0,21 2,6 0,17
Бондюжское 3,3 0,52 2,2 0,24
Первомайское 2,8 0,52 2,8 0,19
Ямашинское 7,2 0,49 3,7 0,17
Сулинское 6,7 3,10 3,1 1,01
Бавлинское и Ново-Бавлинское 3,9 1,83 2,3 1,49
Бобриковский горизонт
Бавлинское и Ново-Бавлинское 8,4 2,30 4,5 0,57
Ромашкинское 4,5 3,50 3,8 0,67
Диапазон изменения физических свойств и состава пластовых нефтей продук-
тивных горизонтов Татарстана охарактеризован в табл. 2.8 [92, 94].
Из таблицы следует, что в пределах отдельных горизонтов в довольно узком ди-
апазоне изменяется давление насыщения нефти газом и массовое содержание сили-
кагелевых смол. Газовый фактор нефти и массовое содержание в ней высокомолеку-
лярных парафинов отличается в 1,5—2,5 раза. Массовое содержание асфальтенов в
составе нефти в пределах горизонтов отличается в 1,9—2,8 раза.
В наиболее широком диапазоне изменяется коэффициент динамической вязко-
сти нефти: в девонских отложениях — в 1,5—3,5 раза, а в каменноугольных — от 2,7—
3,5 и в 17—25 раз.
Таблица 2.8
Диапазон изменения параметров физических свойств и
состава пластовых нефтей продуктивных отложений Татарстана
Продуктивные отложения Газовый фактор, м3/т Давление насыщения газом, МПа Вязкость, мПас Массовое содержание, %
асфальтенов смол силика- гелевых парафинов
живетский 35-70 8-10 3,3-4,7 3,4-5,6 18,2-20,0 2,3-5,5
пашийский 35-70 8-10 2,5-10 2,3-4,4 18,8-28,0 2,6-5,4
кыновский 35-65 8-10 4-14 4,5-4,6 14,5-30,2 2,6-4,8
турнейский 10-20 4,5-5 12,1-200 5,4-11,3 16,9-23,2 3,3-6,2
бобриковский 15-27 4,5-5 16-400 5,0-9,7 17,7-22,1 2,9-6,7
тульский 15-27 4,5-6 24,2-65 3,3-8,2 22,8 2,1-3,1
башкирский 5 1-3 22,3-131 3,6-10,0 16,2-32,8 2,8-3,7
верейский 5 2,5-3 23,5-128 6,4-10,0 16,3-40 1,8-4,1
2.4. Роль состава в формировании свойств нефтей
Наиболее существенное влияние на свойства нефтей оказывают асфальтено-смо-
листые вещества, высокомолекулярные парафины, состав и количество растворенно-
го газа, а также температура. Влияние давления на свойства нефтей намного слабее по
сравнению с указанными выше факторами.
Вязкость углеводородных жидкостей от С7Н1(. включительно С|6НЯ4 при темпе-
ратуре 20°С находится в диапазоне 0,38—3,45 мПа «с [96].
По данным Дриацкой З.В., Мхчиян М. А. и Жмыховой Н.М. [97] построена зави-
симость кинематической вязкости разгазированных нефтей Волго-Уральской нефте-
газоносной провинции от суммарного содержания асфальтено-смолистых веществ
(рис. 2.2). Из рисунка видно, что существует единая зависимость между указанными
выше параметрами для нефтей месторождений Татарстана, Башкортостана, Самарс-
кой области и Удмуртии. Вязкость поверхностных нефтей при 20°С находится в ос-
новном в диапазоне от 4,5—5,1 мм2с до 90—100 мм2с при суммарном массовом содер-
жании асфальтено-смолистых веществ от 7,5—8,2% до 28,6—33,5%. При этом массо-
вое содержание асфальтенов изменяется от 0,54— 1,20% до 8,6—9,3%, а силикагелевых
смол — от 6,5—7,7% до 24,4—25,8% [97].
Наглядное представление о влиянии растворенного газа и температуры на вяз-
кость нефти можно получить из графической зависимости на рис. 2.3, представлен-
ной Амерхановым Н.М. [83]. Отношение вязкости нефти в пластовых условиях ц к
вязкости при различных температурах и разных количествах растворенного газа ц
(безразмерная вязкость нефти) описывается одной и той же зависимостью для неф-
тей с разной температурой и отличающихся количеством растворенного газа. По мне-
нию автора, кривая при превышении вязкости нефти свыше 200 мПа*с выполажива-
ется. Автор пришел к выводу, что два указанных выше фактора оказывают одинако-
вое влияние на вязкость нефти [83]. '
Рудаков Г.В., Зинченко К.Е., Лютин Л.В., Бурдынь ТА, Мархасин И.Л. полага-
ют, что асфальтено-смолистые компоненты определяют явление затухания при филь-
трации нефтей. Явление затухания авторы объясняют адсорбцией асфальтенов и смол
и созданием сольватных слоев на поверхности пор [98—100]. Утолщение сольватных
слоев до размеров пор изменяет геометрию порового пространства и пути движения
жидкости и в конечном итоге, по мнению Зинченко К.Е., может привести к полному
затуханию фильтрации нефти.
Асфальтено-смолистые компоненты нефти, по мнению Рудакова Г.В. и ряда ав-
торов, определяют поверхностно-молекулярные характеристики: поверхностное на-
тяжение на границе нефти с водой, смачиваемость и капиллярную пропитку [98].
По данным Зинченко К.Е.и Мархасина И.Л., при адсорбции асфальтенов, смол и
нафтеновых кислот происходит гидрофобизация пор, и на стенках пор образуются
коллоидизированные пристенные слои, снижающие натяжение смачивания а • cos6.
Снижение натяжения смачивания определяет ослабление интенсивности капилляр-
ной пропитки пор водой. Гидрофобизация поверхности порового пространства ухуд-
шает смачиваемость пор и снижает эффективность вытеснения нефти водой.
Асфальтено-смолистые компоненты оказывают значительное влияние на про-
цессы кристаллизации, ассоциацию и коагуляцию твердых высокомолекулярных па-
рафинов при охлаждении нефтей ниже температуры насыщения парафином. Повы-
шенное содержание этих компонентов предопределяет высокую дисперсность фор-
мирующихся кристаллических образований из парафинов и ослабляет их ассоциа-
цию, выпадение из нефти и осадкообразование.
Рис. 2.2
Зависимость вязкости поверхностных нефтей от суммарного
содержания асфальтенов и смол для нефтегазоносных комплексов
Волго-Уральской зоны
Нефтегазоносные комплексы:
1 - Татарстана; 2 - Башкортостана; 3 - Самарской области; 4 - Удмуртии
Нефть, содержащая асфальтено-смолистые вещества, обладает аномальновязко-
стными свойствами. Эти свойства усиливаются при охлаждении нефти не только из-
за ослабления броуновского движения в жидкости, но и с появлением новой, твердой,
фазы — кристаллов парафина. Это происходит при температурах ниже температуры
насыщения нефти парафином.
Оказалось, что существует связь между температурой насыщения парафином и
массовым содержанием асфальтено-смолистых веществ и парафина в нефти [83]. Из
Зависимость безразмерной вязкости
от вязкости нефти в пластовых условиях
Рис. 2.3
Безразмерная вязкость нефти в зависимости от температуры (1)
и количества растворенного газа (2)
рис. 2.4а и 2.4в видно, что величина температуры насыщения нефти парафином тесно
связана с массовым содержанием асфальтенов и парафинов и слабо связана с содержа-
нием смол. Амерханов И.М. отмечает, что с ростом массового содержания асфальтенов
до 5—6% температура насыщения снижается от 32—37°С до 20—22°С. С увеличением
содержания парафинов в диапазоне от 3—4% до 20—25% температура насыщения по-
вышается от 14—17°С до 50—52°С и в дальнейшем стабилизируется. При массовом со-
держании силикагелевых смол (до 12—15%) температура насыщения парафином по-
чти не меняется (рис. 2.46). Кроме того, она зависит от количества и состава растворен-
ного газа и давления.
Проявление аномально вязких свойств ромашкинской нефти при температурах
ниже температуры насыщения парафином впервые обнаружили Гейман М.А. и Фрид-
ман Р.А. в 1956 году. В дальнейшем коллектив ученых под руководством академика
Мирзаджанзаде А.Х. подтвердили нарушение закона Дарси при фильтрации охлаж-
денных нефтей в пористой среде. Позднее ряд авторов показал, что отклонения от
закона Ньютона при движении охлажденной парафинистой нефти происходят из-за
структурообразования в нефти при взаимодействии кристаллов парафина.
Группа ученых, руководимая профессором Девликамовым В.В., в 1967 году при-
шла к выводу, что структурообразование в пластовой нефти возможно и при темпера-
турах, когда парафины находятся в раствореном состоянии. Оказалось, что причиной
тому взаимодействие ассоциатов асфальтенов.
Структурообразование ассоциатов асфальтенов проявляется в значительной сте-
пени у битумов — высококонцентрированных асфальтено-содержагцих систем [101,102].
Структурообразование сопровождается отклонениями от закона вязкого тече-
ния Ньютона и аномалиями вязкости, а при фильтрации в пористой среде ведет к на-
рушению линейного закона Дарси и аномалиям подвижности нефти.
Аномалии вязкости и подвижности нефти усиливают влияние неоднородности
коллектора по проницаемости на неустойчивость продвижения фронта вытеснения.
Эффективность вытеснения такой нефти из неоднородного пласта при заводнении
оказывается низкой из-за продвижения воды узким языком. Ниже аномальновязкос-
тные свойства нефтей будут рассмотрены более подробно.
Таким образом, состав нефти определяет свойства углеводородного сырья. Наи-
более значительное влияние на свойства нефтей оказывают асфальтено-смолистые
вещества, высокомолекулярные парафины, растворенный газ и его состав, темпера-
тура. Ассоциаты асфальтенов склонны к структурообразованию. Структурообразова-
ние ведет к аномалии вязкости нефти. Аномалии вязкости усиливаются при кристал-
лизации парафинов. Нефти с аномалией вязкости намного хуже вытесняются из нео-
днородного по проницаемости пласта.
Влияние состава высокомолекулярных компонентов на температуру
насыщения парафином нефтей залежей Урало-Поволжья
tH, с
tH1 С‘
40
20
_• 20
2 3 4 5 6%
2 7 12 17 22 27 32%
60
30
0
20
30%
Рис. 2.4.
Высокомолекулярные компоненты нефти:
а - асфальтены; б - смолы; в - высокомолекулярные парафины
2.5. Динамика физических свойств и состава пластовых нефтей
в процессе разработки нефтяных месторождений
Многие крупные и средние месторождения платформенного типа Волго-Ураль-
ской нефтегазоносной провинции находятся на поздней стадии разработки. Факти-
ческие показатели разработки большинства месторождений оказываются хуже про-
ектных. Величина отклонений фактических показателей от проектных при использо-
вании заводнения тесно связана со свойствами пластовой нефти.
Так, фактические коэффициенты нефтеотдачи девонских залежей с легкой не-
фтью ниже проектных на 3—5%, а залежей терригеной толщи нижнего карбона с вы-
соковязкой нефтью — на 15—17% [103,104]. В процессе заводнения свойства и состав
пластовой остаточной нефти изменяются преимущественно из-за растворения и уно-
са некоторой части газа вытесняющей водой [32, 83]. Остаточная нефть более тяже-
лая, содержит меньше растворенного газа и других активных водорастворимых ком-
понентов, например нафтеновых кислот [32]. Все это следует учитывать при проекти-
ровании и применении методов воздействия на пласты с целью извлечения остаточ-
ных запасов нефти.
Заметное изменение свойств и состава пластовой туймазинской нефти в началь-
ный период заводнения впервые обнаружено Шустефом Н.Д. и Ивановой А.Н. в 1956
году. Впоследствии планомерным изучением различных аспектов этой проблемы за-
нимались Намиот А.Ю., Бондарева М.М., Глумов И.Ф., Амерханов И.М., Шейх-Али
Д.М., Велихова В.Ф., Малышев Н.А., Лейбин Э.Л., Ярышев Г.М., Шилов В.И., Галеева
Р.К., Березин В.М., Гизатуллина В.В., Ярыгина В.С., позднее — Юсупова Т.Н., Петро-
ва Л.М., Мухаметшин Р.З., Абрамов И.В., Романов ГВ. и др.
Исследования под руководством Глумова И.Ф. и Амерханова И.М. показали суще-
ственное снижение газового фактора и давления насыщения нефти газом, а также повы-
шение плотности и вязкости нефти после контактирования с пресной нагнетаемой во-
дой [83]. Так, после контактирования нефти с 36 объемами воды газовый фактор снизил-
ся с 57,9 м3/м:! до 35,2 м3/м3, а давление насыщения газом — от 8,5 МПа до 2,3 МПа.
После контактирования с водой происходит существенное изменение состава
растворенного газа: из нефти в воду переходит азот, более половины содержащегося в
нефти метана и часть других легких углеводородных газов [83].
Амерханов И.М. считает, что с ростом обводненности продукции добывающей
скважины до 75—80% изменения всех параметров пластовой нефти носят линейный
характер, изменяются плавно. С дальнейшим ростом обводненности темп изменения
свойств намного увеличивается. Так, при 90% обводненности параметры свойств не-
фти изменяются в 1,5—1,7 раза и больше. С ростом минерализации воды уменьшается
растворимость газов в воде [83]. Это снижает темп изменения параметров пластовой
нефти при контактировании с минерализованной водой.
Свойства нефти изменяются нелинейно от кратности контактирования нефти с
водой. Причем значительные изменения параметров отмечаются при кратности кон-
такта до 10—15, в дальнейшем кривые выполаживаются. Так, при увеличении объема
попутной воды к единице добываемой нефти до 15 газовый фактор в зависимости от
абсолютного значения снижается от 8% до 75%, давление насыщения газом — от 33% до
70%, вязкость нефти повышается от 25% до 52%. При дальнейшем увеличении этого
соотношения от 15 до 30 газовый фактор и давление насыщения нефти газом снижают-
ся от 3% до 22% и от 15% до 26%, а вязкость нефти повышается от 13% до 22% [83].
Экспериментальные исследования Шейх-Али Д.М., Галеевой Р.К. и Леванова Ю.Б.
закономерностей взаимодействия пластовых нефтей Сергеевского, Шкаповского, Туй-
мазинского и Арланского месторождений подтвердили эти выводы [32,89]. Так, газовый
фактор пластовой нефти Сергеевского месторождения снизился с 58,5 м3/т до 50 м3/т, а
давление насыщения нефти газом - с 9,7 МПа до 8,7 МПа в пробе нефти с 70% объем-
ным содержанием воды [32].
Шейх-Али Д.М. на основе исследований 26 проб пластовых нефтей в начальный
период разработки Сергеевского месторождения показал, что среднее значение газо-
вого фактора составляет 63,6 м3/т, а по 10 представительным пробам на поздней ста-
дии — 59,4 м3/т, то есть снизился на 4,2 м '/т. В связи со снижением газового фактора
среднее значение плотности нефти повысилось от 800 кг/м3 до 805 кг/м3, а вязкость —
от 2,60 мПа*с до 2,85 мПа*с.
Объемное содержание азота и метана в газе по 26 скважинам в 1955—1958 гг. со-
ставило 9,2% и 36,7% соответственно. Изучение состава растворенного газа по 15 сква-
жинам в 1973—1975 гг. показало снижение объемного содержания азота до 8,0%, а мета-
на — до 31,5% [89].
Представительные пробы пластовой нефти из скв. 324 Сергеевского месторож-
дения изучены в 1967 — 1990 годах. По данным Шейх-Али Д.М., за 23 года разработки
этого месторождения газовый фактор нефти снизился от 61,4 м3/т до 53,9 м3/т, объем-
ное содержание диоксида углерода — от 1,0% до 0,3%, азота — от 3,9% до 2,8%, мета-
на — от 13,7% до 11,2%, адавление насыщения газом — от 10,10 МПа до 8,14 МПа.
Изменения свойств и состава пластовых нефтей в процессе разработки место-
рождений обусловлены диффузией в нефть в большей степени азота и метана и тесно
связаны с условиями вытеснения водой. Шейх-Али Д.М. выявил, что значительные
изменения состава газа и свойств нефти происходят при непосредственном контакте
в пласте нефти с водой и высоком относительном движении фаз. В этом случае дости-
гается многократное контактирование остаточной нефти с вытесняющей водой. Утя-
желение остаточной нефти происходит из-за потерь газовой фазы и, в первую оче-
редь, азота и метана.
Расчеты параметров физических свойств пластовой нефти и растворенного газа
горизонта Д-1 Туймазинского месторождения, выполненные Шейх-Али Д.М., после
десятикратного контактирования ее с водой показали следующие результаты: газо-
вый фактор нефти уменьшается с 56,6 м3/т до 45,1 м3/т за счет снижения объемного
содержания азота с 4,0% до 1,8% и метана — с 11,8% до 7,2%. При этом давление насы-
щения нефти газом снижается с 8,93 МПа до 4,32 МПа. Плотность нефти повышается
с 805 кг/м3 до 815 кг/м3, а вязкость — с 2,70 мПа*с до 3,43 мПа*с.
Аналогичные закономерности изменения свойств пластовой нефти и состава газа
установлены и для Арланского месторождения. По результатам исследований опре-
делено, что после десятикратного контактирования нефти с водой газовый фактор
снижается с 12,6 м3/т до 3,4 м3/т. При этом нефть лишается азота и метана. Объемное
содержание азота уменьшается в семь раз, а метана — вдвое. Уменьшение газового фак-
тора и содержания компонентов газа с наиболее высокой упругостью насыщенных
паров приводит к восьмикратному снижению давления насыщения нефти газом и к
повышению вязкости с 31,6 мПа*с до 39,1 мПа*с, то есть на 23,7%.
Шейх-Али Д.М. на основе наблюдений в период с 1956 по 1995 год выявил, что на
Арланском месторождении отмечалось существенное снижение газового фактора не-
фти. Так, газовый фактор нефти на Арланской и Ново-Хазинской площадях снизился в
среднем с 14,0—14,1 м3/т в период ввода в разработку, до 7,3—7,6м3/т — в последние
годы; на Николо-Березовской площади — с 12,5 м3/т до 5,0 м3/т. Измерения на замер-
ных установках на Арланской и Николо-Березовской площадях показали, что газовые
факторы добываемой из скважин воды составляют 0,5—1,1 м3/т. При этом объемное
содержание азота и метана в составе сепарации воды оказались равным 63,1% и 14,7%
соответственно. Причем содержание азота в воде в 1,5 раза превышало содержание его
в попутном газе нефти на начальной стадии разработки этих площадей [89].
Исследования Ярышева Г.М., Шилова В.И. и Грицая А. И. динамики состава попут-
ного газа при разработке Самотлорского, Федоровского и Правдинского месторождений
в Западной Сибири; Велиховой В.Ф., Лейбина Э.Л. и Малышева Н.А. [84] — месторож-
дения Узень в Западном Казахстане [84]; Рагимова О.Л., Рафибейли Н.М. — месторожде-
ний Азербайджана подтверждают выводы о растворении значительного количества лег-
ких углеводородов и азота в нагнетаемой воде в процессе разработки залежей.
В процессе разработки залежей при заводнении происходят значительные изме-
нения состава пластовых нефтей. Проведенные под руководством Романова Г.В. ис-
следования состояния остаточных нефтей месторождений Татарстана указывают, что
нефтеотдача заводненных нефтяных пластов зависит не только от коллекторских
свойств и состава нефтевмещающей породы, но и от состава и свойств остаточных и
добываемых нефтей [86, 87].
При заводнении вытесняются преимущественно легкие углеводороды. Закачи-
ваемая вода содержит кислород, оказывающий окисляющее действие. На состояние
остаточной нефти могут оказывать действие микроорганизмы. Закачка воды в пласт
способствует развитию аэробных бактерий, продукты жизнедеятельности которых
способствуют активизации анаэробных, в частности, сульфатредуцирующих [93]. От-
сюда следует вывод о возможности развития процессов осернения остаточных неф-
тей на залежах с увеличением продолжительности заводнения.
С увеличением возраста и глубины залегания нефтевмещающих пород изменение
состава и свойств происходит с определенной закономерностью: чем глубже залегает
нефть, тем она легче, и тем меньше в ней серы, смолисто-асфальтеновых компонентов,
но больше легких фракций. Это соотношение для добываемых нефтей выражается ря-
дом 12,5—8,1—6,4 и в остаточных нефтях больше связано с возрастом вмещающих по-
род, чем с осернением вследствие заводнения. Однако, независимо от возраста нефте-
вмещающей породы, для остаточных нефтей характерно более высокое содержание
масляных компонентов и пониженное масляно-углеводородных. Это связано с отсут-
ствием в них легких углеводородов. Несмотря на длительное заводнение, в остаточных
и добываемых нефтях девонских отложений масляной составляющей больше, чем в
нефтях карбона в начале процесса разработки залежей. В то же время для остаточных
нефтей с более низким содержанием масляно-углеводородной части характерно повы-
шенное содержание по сравнению с добываемыми нефтями смолисто-асфальтеновых
компонентов [86, 87].
На примере Азнакаевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторож-
дения Татарстана установлено негативное действие заводнения при формировании
остаточных нефтей, связанное с отложением парафинов. Обнаружено, что парафино-
отложения ограничиваются лишь верхней частью пласта вблизи нагнетательного ряда
скважин. При этом в нижней промытой зоне парафиноотложение не отмечено. Это
связано с закачкой больших объемов холодной воды, что привело к понижению тем-
пературы в верхней части и способствовало выпадению твердых парафинов и под-
тверждается результатами анализа содержания алканов в скважинах Азнакаевской
площади. Так, в промытых слоях доля высокомолекулярных парафинов нормального
строения по отношению к массовому содержанию алканов составляет 52—55%, а в
верхних прослоях пласта количество твердых углеводородов увеличивается до 95%.
Такие особенности состава нефтей, как высокая доля смолисто-асфальтеновых
компонентов, осернение нефти, наличие микроэлементов, обусловили процесс обога-
щения нефтей залежей карбона и перми Татарстана металлами, в частности ванади-
ем. Содержание ванадия достигает 1 кг/т нефти. Следствием является тесная связь
между содержанием смол, асфальтенов, серы с содержанием ванадия, ванадия-пор-
фиринов, никеля с коэффициентами корреляции 0,80—0,96. Установлено, что до 50%
ванадия, содержащегося в асфальтенах, входит в ядро асфальтеновых частиц, в то время
как более 80% никеля связано с низкомолекулярными фракциями асфальтенов [87].
Все эти процессы изменяют состав и свойства остаточной нефти. Остаточная нефть
становится более тяжелой и вязкой из-за потери легких алканов вследствие преимуще-
ственного их вытеснения из пласта наряду с другими неполярными компонентами. Это
приводит к накоплению в пласте смолисто-асфальтеновых компонентов.
Изменения в химической природе нефтей пермских отложений Татарстана в сто-
рону утяжеления фракционного состава связаны с удалением до 40% легких фракций
вследствие выветривания и биохимического преобразования. Биохимическое преоб-
разование тяжелой нефти сопровождается деструкцией лабильных серо- и азотосо-
держащих связей высокомолекулярных структур с последующей их «сшивкой». В ре-
зультате снижается содержание масел с 54% до 10% и увеличивается втрое (с 11% до
34%) содержание спирто-бензольных смол и от 10% до 38% — асфальтенов.
Все это повышает сорбционную способность, приводит к изменениям состояния
углеводородов в пласте и в конечном счете влияет на полноту его извлечения.
Остаточные нефти в значительной степени лишены легких углеводородов как
нормального, так и изопреноидного строения из-за преимущественного извлечения
легкой подвижной нефти в процессе заводнения пласта, а также относительно высо-
кой растворимости изомерных алканов в воде. В случае с остаточными нефтями вы-
сокие потери легких углеводородов могут быть вызваны парафиноотложениями и
микробиологическим окислением.
Таким образом, в процессе разработки месторождений свойства остаточной не-
фти и состав растворенного газа при заводнении изменяются. Путем диффузии часть
растворенного газа, а конкретнее труднорастворимые в нефти компоненты с высокой
упругостью насыщенного пара — азот и метан — переходят при контактировании в
вытесняющую воду. Причем нефть обедняется этими компонентами тем быстрее, чем
выше кратность контактирования с водой, меньше минерализация воды, выше раз-
ность концентрации азота и метана в нефти и контактирующей с ней воде. Высокое
содержание в нефти высокомолекулярных асфальтеносмолистых веществ ускоряет
диффузию азота и метана из-за ухудшения растворимости этих компонентов в нефти.
В итоге снижается ее давление насыщения газом, повышаются плотность и вязкость
остаточной нефти. Относительное содержание высокомолекулярных компонентов в
составе нефти повышается, происходит ее утяжеление.
Выше было отмечено, что при переходе от залежей в девонских к залежам в камен-
ноугольных и пермских отложениях в составе нефти растет содержание высокомолеку-
лярных компонентов, а в составе газа повышается содержание азота. Отсюда следует,
что при разработке залежей верхних отложений при заводнении рассмотренные выше
процессы ускоряются. Параметры свойств и состава нефтей изменяются быстрее.
В процессе разработки залежей при заводнении изменяется состав остаточной
нефти не только вследствие удаления газовых компонентов, но и из-за притока кис-
лорода в пласт вместе с закачиваемой водой и развития микробиологических процес-
сов. Все это способствует осернению и утяжелению нефтей. Установлено, что в соста-
ве остаточных нефтей преобладают масляные фракции, а также асфальтено-смолис-
тые компоненты и отмечается пониженное содержание масляно-углеводородной час-
ти. При заводнении холодной водой происходят парафиноотложения в пласте. Оста-
точная нефть обогащена маталлами — ванадием, никелем и др.
Известно, что тяжелые нефти с повышенным содержанием асфальто-смолистых
веществ вытесняются хуже, нефтеотдача на залежах вязких и высоковязких нефтей
при заводнении обычно оказывается более низкой. Все это следует учитывать при
проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов.
2.6. Аномально вязкие свойства пластовых нефтей
Рациональная разработка нефтяных месторождений и обеспечение полноты
выработки пластов предусматривают учет реологических свойств нефтей. При про-
ектировании разработки месторождений свойства обычно учитывают через коэффи-
циент вязкости нефти. Это дает удовлетворительные результаты при расчете показа-
телей разработки месторождений легких малосмолистых нефтей. Так, коэффициент
конечной нефтеотдачи девонских залежей с маловязкой нефтью оказывается близ-
ким к проектному.
В связи с истощением запасов легких нефтей и необходимостью добычи трудно-
извлекаемых запасов в менее проницаемых сложнопостроенных залежах, а также в
нефтенасыщенных зонах и пропластках истощенных залежей с более тяжелой нефтью
повышенной и высокой вязкости, следует учитывать и другие параметры реологичес-
ких (аномальная вязкость) свойств.
По реологическим свойствам жидкости делят на ньютоновские и неньютоновс-
кие. Жидкости, течение которых подчиняется закону вязкого течения Ньютона, от-
носят к ньютоновским. Это молекулярные углеводородные и другие жидкости. Если
же течение жидкости происходит с отклонением от закона Ньютона, то их относят к
неньютоновским или к аномальным. Обычно в таких системах имеется дисперсная
фаза, склонная к ассоциации. Ассоциаты частиц дисперсной фазы находятся в дис-
персионной среде и формируют в жидкости пространственную сетку либо обрывки
структуры. При течении у такой жидкости проявляются аномалии вязкости и струк-
турно-механические свойства. Аномалии вязкости — это зависимость вязкости от гра-
диента скорости сдвига либо напряжения сдвига. Вязкость нефти вплоть до предель-
ного динамического напряжения сдвига q постоянна и высокая. Такую вязкость не-
фти называют вязкостью с практически неразрушенной структурой цо (рис. 2.5) [105].
В дальнейшем вязкость нефти уменьшается и достигает наименьшей величины цш при
напряжении сдвига предельного разрушения структуры тт. Таким образом, в диапа-
зоне напряжений сдвига от 0 дот вязкость нефти переменна. Отношение ц /ц назы-
вают индексом аномалии вязкости нефти [95].
Нефть относится к тиксотропно-обратимым системам. После 12—14 часов по-
коя из-за тиксотропии усиливаются структурно-механические свойства и аномалии
вязкости нефти. Замечено, что в некоторых случаях после покоя у нефти наблюдают-
ся сверханомалии вязкости, то есть появляется многозначность вязкости в опреде-
ленной области напряжений сдвига [105].
Нефть является слабоструктурированной жидкостью, если в ее составе содержит-
ся мало асфальтенов. С повышением содержания асфальтенов аномалия вязкости и
структурно-механические свойства усиливаются. Усилению этих свойств способствует
растворенный газ, в особенности азот, метан и этан. Эти компоненты газа ведут к скры-
той коагуляции ассоциатов асфальтенов. Смолы формируют сольватный слой ассоциа-
тов асфальтенов. В результате неньютоновские свойства с ростом содержания смол в
составе нефти ослабляются. Повышение температуры из-за усиления броуновского
движения ослабляет взаимодействие между ассоциатами асфальтенов. При этом ано-
мально вязкие свойства нефти проявляются слабее [105].
Напротив, охлаждение нефти ниже температуры насыщения парафином и появ-
ление дополнительной новой дисперсной фазы, кристаллов парафина, усиливают
аномально вязкие свойства. Аномально вязкие свойства несколько усиливаются и при
снижении давления [106, 109].
Структурно-механические свойства асфальтеносодержащих нефтей коагуляци-
онного типа резко не выражены. Эти свойства проявляются лишь при условиях дви-
жения нефти в зоне дренирования вдали от скважин — в зонах пласта между скважи-
нами. Несмотря на это, как будет показано в дальнейшем, аномально вязкие свойства
могут повлиять в значительной степени на процессы фильтрации и вытеснения неф-
ти из пласта.
Откачка и транспортировка охлажденных парафиносодержащих нефтей из-за
формирования кристаллизационных структур сильно затрудняется. Так, нефть
Харьягинского месторождения застывает в скважине при перерывах в откачке и воз-
никают трудности не только в возобновлении процесса откачки такой нефти, но и при
Параметры реологических свойств пластовых нефтей
основных месторождений Татарстана и Башкортостана
Таблица 2.9
Месторождение, площадь Темпе ратура, Критическое на- пряжение сдвига, мПа Вязкость нефти, мПас Индекс аномалии вязкости нефти
"С 0 Но
Нефти девонских отложений
Ромашкинское, пласта Д-1, скв. 720 40 4,5 5,7 2,30 9,0 3,9
Шкаповское, плас- та Д-1, скв. 693 39 3,9 4,9 4,20 60 14,3
Нефть турнейского яруса каменноугольных отложений
Ромашкинское, Ямашинская пл., скв. 508 24 10,4 13,6 43,2 570 3,2
Нефти бобриковского горизонта каменноугольных отложений
Ромашкинское, Миннибаевская пл. скв. 15762 25 18,5 25,1 20,7 64 3,1
То же, скв. 149 25 31,4 37,0 30,1 130 4,3
Сев.-Альметьев - ская пл., скв16316 25 10,7 11,0 24,4 470 19,3
Сабанчинское, скв. 27 25 13,4 20,2 17,4 250 14,4
То же, скв. 1623 25 9,3 14,8 21,0 135 6,4
Арланское, Ар- ланская пл., скв. 952 24 9,3 11,8 8,8 150 17,0
Николо-Березов- ская пл., скв!330 24 8,4 10,9 20,5 150 7,3
То же, скв. 959 24 4,9 6,3 19,6 110 5,6
Нефть башкирского яруса каменноугольных отложений
Ромашкинское, Куакбашская пл., скв. 15449 24 4,0 5,1 50 244 4,9
Нефть верейского яруса каменноугольных отложений
Ромашкинское, Ямашинская пл., скв. 456 25 15,1 18,3 121 1370 11,3
Таблица 2.10
Состав и свойства пластовых нефтей нефтегазоносных комплексов Татарстана и Башкортостана,
отобранных для изучения реологических параметров
Параметр нефти Проба пластовой нефти отобрана из скважины
720 693 508 15762 149 16316 27 1623 952 1330 959 15449 456
Плотность нефти, кг/м3 797 835 889 877 873 886 883 890 882 882 887 917 925
Динамическая вязкость нефти, мПа-с 2,30 4,20 43,2 20,7 30,1 24,4 17,4 21,0 8,8 20,5 19,6 75,2 121
Газовый фактор, м/м' 64,3 28,9 8,64 13,1 18,2 13,7 6,6 6,6 11,6 13,7 6,9 2,20 7,6
Давление насыщения нефти газом, МПа Массовое содержание, %: 8,64 7,80 8,30 5,44 5,62 5,75 6,38 2,95 7,23 4,70 3,37 4,73 8,70
асфальтенов 2,6 3,6 6,7 5,2 4,6 7,3 5,5 7,6 2,9 7,4 6,3 8,0 8,8
смол силикагелевых 10,1 11,0 15,4 21,6 17,2 13,7 16,5 11,9 20,0 18,0 23,0 14,0 16,6
парафинов 3,8 3,1 2,1 2,7 2,0 0,5 1,7 0,1 3,0 2,8 3.7 0,4 0,8
Количество и состав растворенного газа, м ’/м
Компоненты газа:
азот 6,4 2.9 2,7 1,2 2.6 2,2 1,9 0,7 6,2 1,2 0,8 1,2 4,5
диоксид углерода — — 0.8 0,1 — — — — — — — 0,1 0,2
метан 20,2 18,6 12,4 3,0 3,7 6,3 5,3 1,5 2,7 1,0 2,6 0,5 0,5 0,8
этаи 19,1 5,7 2,0 3,0 3,3 2,5 0,8 1,1 1,5 3,0 1,6 0,3 0,6
пропан + высшие 7,9 0,1 5,1 6,0 3,7 2,4 2,1 2,9 6,7 4,0 0,1 1,5
Газовый фактор, м3/м3 64,3 28,9 8,6 13,1 18,2 13,7 6,6 6,6 11,6 13,5 6,9 2,2 7,6
со
Таблица 2.11
Влияние асфальтено-смолистых веществ на аномально вязкие свойства
разгазированных нефтей при 25° С
Месторождение, площадь Массовое содержание, % Вязкость нефти, мПа с
асфальтенов СМОЛ силикагелевых И,„ И»
Ромашкинское, Чишминская пл., нефть пласта Д-1, скв. 7427 3,6 11,9 5,81 49
Западпо-Лениногорская пл., нефть бобриковского горизонта, скв. 6158 4,8 14,4 17,3 230
Ново-Елховское, нефть турнейского яруса, скв. 781 5,8 16,9 54 340
извлечении подземного оборудования скважин. Известно, что транспортировка узень-
ских нефтей возможна лишь путем путевого подогрева.
При высокой концентрации асфальтенов в тяжелых нефтях и в битумах, измеря-
емых десятками процентов, аномалии вязкости проявляются в значительной степени
[102]. Значительные структурно-механические свойства и высокая вязкость с прак-
тически неразрушенной структурой обеспечивают битумам способность выдерживать
большую нагрузку [101].
Ниже приведены сведения о структурно-механических свойствах и аномалии
вязкости нефтей залежей основных месторождений Татарстана и Башкортостана [105].
Из табл. 2.9 видно, что пластовые нефти, насыщающие отложения нефтегазо-
носных комплексов Татарстана и Башкортостана, характеризуются структурно-меха-
ническими свойствами и относятся к аномально вязким. Надежный анализ результа-
тов изучения реологических свойств возможен путем сравнения с другими свойства-
ми и составом этих нефтей и растворенных в них газов (табл. 2.9 и 2.10).
Сравнивая эти данные можно сделать следующие выводы:
— по мере роста содержания асфальтенов неньютоновские свойства нефти усили-
ваются (табл. 2.9)
Так, предельное динамическое напряжение сдвига девонских нефтей в два-пять
раз меньше, чем у нефтей залежей каменноугольных отложений; динамическая вяз-
кость с неразрушенной структурой цп нефтей девонских отложений составляет десят-
ки мПа*с, нефтей бобриковского горизонта, турнейского и башкирского ярусов —
нескольких сотен мПа*с, а у нефти верейского яруса уже превышает тысячи мПа*с.
Это может явиться важной причиной низкого коэффициента вытеснения, низких де-
битов скважин и нефтеотдачи залежей верейских отложений;
— при одинаковом содержании асфальтенов параметры неньютоновских свойств
оказываются выше у нефтей, содержащих больше растворенного газа, причем выше
содержание азота и метана. Таким образом, унос части азота и метана при заводнении
залежей, по-видимому, способствует ослаблению неньютоновских свойств и сниже-
нию эффективной вязкости остаточных нефтей (табл. 2.11);
— охлаждение нефтей ведет к значительному усилению неньютоновских свойств.
Аномалии вязкости усиливаются не только из-за упрочнения взаимодействия ассоциа-
тов асфальтенов, но и вследствие появления при температуре насыщения парафином
Таблица 2.12
Влияние газового фактора и состава растворенного газа
на аномалии вязкости нефти
Содержание компонен- тов газа, м'/м'1 Газовый фактор, м'/м ' Вязкость нефти, мПа-с Индекс аномалии вязкости нефти
азота метана этана Н„,
0 0 0 0 43,4 120 2,8
5,2 0 0 5,2 39,1 310 7,9
5,2 8,3 0 13,5 32,9 450 13,7
5,2 8,3 6,9 20,4 27,5 560 20,4
новой дисперсной фазы — кристаллов парафина. Это повышает концентрацию дис-
персной фазы и усиливает взаимодействие частиц.
При контактировании остаточной нефти с холодной водой неньютоновские свой-
ства усиливаются, что затрудняет вытеснение такой нефти из пласта. Для иллюстра-
ции отмеченного выше приводится несколько примеров.
Из табл. 2.11 видно, что с ростом содержания асфальтено-смолистых веществ
аномально вязкие свойства нефтей усиливаются. При увеличении газового фактора
до 20,4 м3/м3 коэффициент динамической вязкости нефти с неразрушенной структу-
рой ^увеличивается в 4,7 раз — со 120 мПа* с до 560 мПа «с (табл .2.12). Причем рост
ц0 оказывается наиболее значительным при растворении азота — на 160%, в меньшей
степени при растворении метана — на 45% и этана — на 24%. В связи с этим переход
из нефти и растворение азота и метана в вытесняющей воде обеспечивает ослабление
аномалий вязкости. Однако при этом повышается вязкость нефти с предельно разру-
шенной структурой ц (табл. 2.13).
Из таблицы следует, что при охлаждении аномалии вязкости нефти проявляют-
ся сильнее. Причем при охлаждении нефти вплоть до температуры насыщения па-
рафином происходит плавный рост цп| и ц0. Так, температура насыщения парафином
пластовой нефти скв. 720 составляет 27°С. При охлаждении этой нефти ниже темпе-
ратуры 25°С динамическая вязкость повышается намного быстрее, в то время как у
Таблица 2.13
Влияние охлаждения на аномально вязкие свойства пластовых нефтей
Месторождение, площадь Температура нефти, "С Критические напряже- ния сдвига нефти, мПа Вязкость нефти, мПа-с
0 Р,„ Рп
Ромашкинское, Абрахма- 40 4,3 5,8 2,30 9,0
новская пл., нефть 30 5,4 7,7 3,19 12,5
горизонта Д-1, скв. 720 25 7,8 16,0 3,35 17,5
15 28,7 34,4 6,44 23,1
Ромашкинское, 25 31,4 37,0 26,3 130
Миннибаевская пл., нефть бобриковского горизонта, скв. 149 16 34,3 40,8 37,0 190
нефти скв. 149 повышение вязкости при охлаждении происходит плавно. Температу-
ра насыщения парафином у этой нефти равна 14°С.
После покоя проявляются тиксотропные свойства нефти, то есть покой структу-
рированной нефти сопровождается восстановлением при изотермических условиях
структурных связей в коллоидной системе.
Ниже приведены результаты изучения тиксотропного усиления аномально вяз-
ких свойств нефти скв. 72 Манчаровской площади.
Сведения о составе и свойствах пластовой нефти
Плотность
Вязкость
Газовый фактор
Давление насыщения газом
Массовое содержание,%:
асфальтенов
силикагелевых смол
парафинов
886 кг/м3
20,5 мПа «с
9,7 м3/м3
3,5 МПа
6,0
17,0
2,7
Аномалии вязкости усиливаются и увеличиваются параметры структурно-меха-
нических свойств нефти (табл. 2.14) [105]. Салимгареев Т.Ф. показал, что в случае жид-
кообразных структурированных систем коагуляционного типа интенсивное усиление
неньютоновских свойств нефти происходит в течение 12 часов покоя. Из табл. 2.14 вид-
но, что после 12 часов покоя вязкость нефти с неразрушенной структурой и параметры
структурно-механических свойств нефти достигают наибольшего значения, в то время
как вязкость нефти с разрушенной структурой не меняется. Таким образом, область
напряжений и скоростей сдвига с аномалией вязкости при покое расширяется, а индекс
аномалий вязкости растет.
Эти закономерности необходимо учитывать при проектировании методов извле-
чения остаточной нефти в истощенных девонских залежах и залежах нефти каменно-
угольных и пермских отложений в терригенных и карбонатных коллекторах.
Таблица 2.14
Тиксотропное усиление аномалий вязкости и структурно-механических свойств
пластовой нефти скв. 72 бобриковского горизонта Манчаровской площади
Продолжительность покоя нефти, час Предельное дина- мическое напряже- ние сдвига, мПа Вязкость нефти с прак- тически неразрушенной структурой, мПа-с Вязкость нефти с разрушенной структурой, мПа с
После продолжительной фильтрации 3,45 72 20,5
1 4,41 100 20,5
3 5,23 111 21,1
5 5,72 116 20,7
10 6,19 122 21,0
24 6,18 122 21,0
40 6,25 122 21,0
3. Закономерности фильтрации и вытеснения
аномально вязких нефтей
3.1. Фильтрация аномально вязкой нефти в однородной пористой среде
Фильтрация аномально вязкой нефти в пористой среде сопровождается нару-
шением линейного закона Дарси. В определенной области скоростей фильтрации и
градиентов давлений подвижность нефти, то есть отношение нефтепроницаемости
породы к вязкости нефти, является переменной. Такую зависимость называют ано-
малией подвижности нефти. Область переменной подвижности нефти простирается
от градиента динамического давления сдвига Но до градиента давления предельного
разрушения структуры НП| (рис. 3.1). При градиентах давления ниже градиента дина-
мического давления сдвига Но и выше градиента давления предельного разрушения
структуры Нт коэффициенты подвижности нефти постоянны и не меняются. Если в
к
первой области подвижность— наименьшая из-за фильтрации нефти с практически
Мь
неразрушенной структурой цо, то во второй области градиентов давлений подвиж-
ность— наибольшая, так как при таких градиентах давления в пористой среде фильт-
Ит
руется нефть с вязкостью с предельно разрушенной структурой цт [105]. В указанных
областях градиентов давлений и скоростей фильтрации неньютоновская нефть филь-
труется с соблюдением линейного закона Дарси. Однако при этом подвижность не-
фти в упомянутых выше областях отличается на величину индекса аномалии вязкос-
ти—. По такой схеме происходит фильтрация аномально вязкой нефти в однород-
Ит
ной пористой среде.
Величины градиентов давлений, в пределах которых происходит фильтрация
нефти с проявлением аномально вязких свойств, сопоставимы с фактическими гра-
диентами давлений при разработке залежей. Путем сопоставления фактических гра-
диентов давлений с критическими значениями градиентов давления исходя из пред-
ставления об однородном строении пласта можно выявить зоны малоподвижной не-
фти и зоны проявления аномалий подвижности нефти [ 105].
Применительно к условиям разработки бобриковского горизонта Бавлинского
месторождения по состоянию на 1 июня 1974 года построены карты (см. рис. 3.2 и 3.3).
На этих рисунках видно, что зоны проявления аномалий подвижности нефти занимают
обширную часть Ново-Бавлинской площади. На месторождении имеются и области
малоподвижной нефти (рис. 3.3).
Карты можно использовать для принятия мер по повышению степени извлече-
ния нефти из пласта. Это возможно путем повышения в этих зонах градиентов давле-
ний до градиента давления предельного разрушения структуры.
Для определения величины критических градиентов давлений предложены фор-
мулы [106]. Коллектив под руководством Девликамова В.В. убедительно проиллюст-
рировал, что критические градиенты давления при фильтрации нефтей в пористой
среде тесно связаны с параметрами неньютоновских свойств 0 и т , с одной стороны,
и с коэффициентом нефтепроницаемости породы, с другой [106].
grad р,кПа/м
Рис. 3.1
Изменение подвижности (а) и скорости фильтрации (б) пластовой
нефти скв. 952 бобриковского горизонта Арланского месторождения
в песчанике при температуре 22 °C
Величины критических градиентов давлений прямо пропорциональны значени-
ям критических напряжений сдвига и обратно пропорциональны нефтепроницаемос-
ти породы (см. табл. 3.1). Из таблицы следует, что при фильтрации одной и той же
нефти с ростом проницаемости песчаника величины критических градиентов давле-
ний уменьшаются. При фильтрации же через песчаники с близкой проницаемостью
пород критические градиенты давления повышаются с усилением неньютоновских
свойств нефтей (табл. 3.2).
Следует заметить, что все факторы, определяющие величину параметров не-
ньютоновских свойств нефтей, оказывают действие на критические градиенты дав-
ления и подвижность через критические напряжения сдвига и индекс аномалии вяз-
кости нефти.
Глава 3
Таблица 3.1
Критические градиенты давлений и подвижности пластовой нефти
скв. 16316 при фильтрации через песчаники с разной проницаемостью при 25°С
Нефтепроницаемость, мкм2 Критические градиенты давления, кПа/м Подвижность нефти 10‘, мкм2/мПа с
Но Нт с разрушенной структурой с перузрушенной структурой
0,156 39,2 52,5 5,69 0,91
0,328 35,6 40,7 11,4 2,04
0,831 18,9 21,5 34,7 8,34
Таким образом, фильтрационные параметры пород определяются и неньютоновс-
кими свойствами нефтей. При малых градиентах давления до Но подвижность низкая
из-за фильтрации нефти с вязкостью с практически неразрушенной структурой цо, а
при повышенных градиентах давления свыше Нп| увеличивается и постоянна из-за сни-
жения вязкости нефти до вязкости с предельно разрушенной структурой цт.
Уменьшение подвижности при снижении градиента давления не всегда про-
порционально индексу аномалии вязкости нефти. В породах с низкой проницаемо-
стью (ниже 0,030 мкм2) проявляются свойства граничных слоев [99, 100]. Влияние
граничных слоев проявляется тогда, когда порода представлена мелкими порами. Ис-
следования под руководством Лютина Л.В. и Мархасина И.Л. показали, что толщина
граничных слоев составляет величину порядка 0,01—0,1 микрон, и они перекрывают
сечение мельчайших пор [99]. Такие поры «отключаются» из процесса фильтрации
[99, 100]. Отсюда следует, что по мере ввода в разработку месторождений в слабопро-
ницаемых терригенных и карбонатных коллекторах будет усиливаться отрицатель-
ное действие неньютоновских свойств и свойств граничных слоев на процессы филь-
трации и вытеснения.
Таким образом, обеспечение полноты извлечения нефтей на залежах в слабоп-
роницаемых коллекторах затрудняется не только из-за неньютоновских свойств, но и
возможного действия свойств граничных коллоидизированных слоев на процессы
фильтрации и полноту вытеснения.
Таблица 3.2
Влияние неньютоновских свойств нефтей на критические градиенты давления
при фильтрации различных пластовых нефтей через песчаники
с близкой проницаемостью при 25 °C
Пластовая нефть отобрана из скважины Критические напряже- ния сдвига, мПа Нефтепро- ницаемость по роды, мкм2 Критические градиенты давления, кПа/м
0 Но Нт
15449 4,0 5,1 0,331 24,3 30,1
16316 10,7 11,0 0,328 35,6 40,7
456 15,1 18,3 0,340 71,8 84,7
3.2. Особенности фильтрации аномально вязких нефтей
в неоднородной пористой среде
Кисляков Ю.П., Демин Н.В. и Русских В.Н. одними из первых показали влия-
ние градиента давления на коллекторские свойства пласта на Туймазинском место-
рождении [118]. Оказалось, что коэффициенты продуктивности и гидропроводно-
сти тесно связаны с величиной депрессии на совместно эксплуатирующихся плас-
тах. В дальнейшем многие исследователи подтвердили этот вывод. Другими авто-
рами убедительно доказано, что профили притока в скважинах, где вскрыты и экс-
плуатируются многие пласты с отличающейся проницаемостью, изменяются. С
увеличением депрессии охват пластов, как правило, повышается. Большинство ав-
торов это явление объясняют проявлением свойств граничных слоев, а при обвод-
нении продукции скважин — капиллярными процессами.
Хабибуллин З.А. провел экспериментальные исследования фильтрации плас-
товых нефтей с аномально вязкими свойствами в моделях со слоистыми и зональны-
ми неоднородными пористыми средами [ 107]. Влияние капиллярных явлений на про-
цессы фильтрации исключалось благодаря полному насыщению пор нефтью. В экс-
периментах использованы песчаники с коэффициентом нефтепроницаемости выше
0,030 мкм2. Это ослабляло влияние свойств граничных слоев на результаты исследо-
ваний, а из-за отсутствия воды в порах предупреждалось возможное набухание глин в
породе и проявление капиллярных явлений.
Полученные автором выводы можно сформулировать следующим образом:
— Кривая подвижности нефти в отдельном образце породы в зависимости от гра-
диента давления имеет характерную для нефтей с аномалией вязкости форму
(см. рис. 3.1). Если та же нефть фильтруется в слоистой модели пласта, наблю-
дается ступенчатое изменение подвижности нефти. Выявлено, что ступенчатость
кривой в слоисто-неоднородном пласте определяется изменениями эффектив-
ной вязкости нефти в породах, составляющих модель, при различных градиен-
тах давления. Рост подвижности в начале кривой обусловлен снижением эффек-
тивной вязкости и многократным повышением подвижности в наиболее прони-
цаемом пропластке, а далее — ростом подвижности нефти в менее проницаемых
пропластках. Величина прироста подвижности определяется разностью между
коэффициентами нефтепроницаемости подключаемых в процессе фильтрации
пропластков с ростом градиента давления. Диапазон значений градиентов дав-
лений, в котором отмечается прирост подвижности, простирается от градиента
динамического давления сдвига до градиента предельного разрушения структу-
ры для каждого пропластка со средней проницаемостью пород;
— Существует диапазон градиентов давлений, при котором доля притока нефти из
наиболее проницаемого пропластка оказывается высокой, выше соотношения
проницаемости пород (рис. 3.4). Это наблюдается в интервале от градиента ди-
намического давления сдвига наиболее проницаемого пласта до градиента дав-
ления предельного разрушения структуры наименее проницаемого слоисто-нео-
днородного пласта. Вне указанных значений градиентов давлений доля притока
из каждого слоя пропорциональна средней проницаемости пропластков.
Вовлечение менее проницаемых участков в разработку при небольших и высо-
ких отборах отмечено Сайфуллиным М.С. на Арланском месторождении и группой
ученых под руководством профессора Бабаляна Г.А. в опытах по вытеснению нефти
из моделей неоднородных пластов [114].
|grad Р|, кПа/м
б
Рис. 3.4
Типичные кривые подвижности (а) и доли притока (б)
аномально-вязкой нефти в образцах пород (1,2)
и в слоисто-неоднородном пласте (3)
В табл. 3.3 [107] даны сведения о приросте доли притока нефти из более прони-
цаемого пласта при различных соотношениях средних коэффициентов проницаемос-
ти пород пропластков и индекса аномалии вязкости нефти.
Из табл. 3.3 и рис. 3.5 следует, что с ростом индекса аномалии вязкости нефти, по
крайней мере до 30, доля притока из более проницаемого пласта увеличивается и дос-
тигает 35,5% при соотношении проницаемости слоев 1,67. Это происходит в диапазоне
от градиента давления предельного разрушения структуры более проницаемого слоя
до градиента динамического давления сдвига менее проницаемого пропластка.
При разработке залежей со слоисто-неоднородными пластами ускоренная выра-
ботка более проницаемого пропластка ведет к прорыву воды по таким слоям в скважи-
ны. В этом случае в неоднородном пласте создается высокопроницаемый водопроводя-
щий канал. Нагнетаемая вода в пласте перераспределяется и поступает в скважины в
Таблица 3.3
Прирост доли притока аномально вязкой нефти из более проницаемого пропла-
стка при увеличении депрессии на слоисто-неоднородный пласт
Соотношение средней про- ницаемости слоев неодно- родного пласта Прирост доли притока нефти из более проницаемого пласта, %, при индексе аномалии вязкости нефти
1,1 1,5 2,0 3,0 5,0 8,0 15 20 30
1,1 0,4 1,6 2,7 4,0 5,3 6,2 6,9 7,1 7,4
1,2 0,8 3,2 5,2 7,7 10,1 11,6 13,0 13,3 13,8
1,3 1,1 4,6 7,5 11,0 14,3 16,5 18,3 18,9 19,5
1,4 1,4 5,8 9,6 14,0 18,2 20,8 23,1 23,8 24,5
1,5 1,8 7,0 11,5 16,7 21,6 24,7 27,3 28,2 28,9
1,67 2,2 11,5 14,4 20,8 26,8 31,8 33,7 34,6 35,5
2,0 2,0 8,3 13,3 19,0 24,2 27,4 30,1 30,9 31,7
4,0 1,5 5,7 8,9 12,3 15,2 17,0 18,4 18,8 19,2
10,0 0,8 2,8 4,3 5,9 7,1 7,9 8,4 8,6 8,8
20,0 0,4 1,5 2,3 3,1 3,7 4,1 4,4 4,5 4,6
40,0 0,2 0,8 1,2 1,6 1,9 2,1 2,2 2,3 2,3
Перераспределение притока неньютоновской нефти
в двухслойном пласте при изменении градиента давления
Рис. 3.5
Индекс аномалии вязкости нефти:
1 - 1,1; 2 - 1,5; 3 - 2,0; 4 - 3,0; 5 - 5,0; 6 - 8,0; 7-15
основном по таким каналам. После прорыва воды условия выработки менее проница-
емых слоев ухудшаются. Об этом свидетельствуют работы Соколовского Э.В. с при-
менением радиоактивных изотопов для контроля за выработкой нефтяных месторож-
дений [110];
— наиболее значительное влияние на выработку слоисто-неоднородного пласта
неньютоновские свойства нефтей оказывают при соотношении проницаемос-
ти пород, равном 1,67 (см. табл. 3.3 и рис.3.6). Это отмечается во всем диапазо-
не индекса аномалии вязкости нефти независимо от величины проницаемости
пород каждого слоя. Играет определяющую роль лишь соотношение средней
проницаемости пород пласта.
К такому выводу пришли Дияшев Р.Н. и Хмелевских Е.И. на опыте разработки
Ромашкинского месторождения, Попова Л.А. и Дорофеева Л.Е. — на месторождении
Узень, Тазетдинов Р.К. и Тимашев Э.М. — на Арланском [111 — 113].
Отсюда следует, что для обеспечения полноты выработки залежей в неоднород-
ных коллекторах, насыщенных аномально вязкой нефтью, в единый эксплуатацион-
ный объект следует объединять пласты с близкой проницаемостью пород. При совме-
стной эксплуатации такие пласты вырабатываются более равномерно;
Приток нефти с аномалией вязкости из менее проницаемого
пропластка двухслойного неоднородного пласта
Рис. 3.6
Соотношение проницаемостей пород в модели неоднородного пласта:
1 - 1,1; 2-1,2; 3- 1,4; 4- 1,67; 5 - 4,0; 6 - 8,0; 7 - 15,0
Изменение подвижности (а) и относительного перепада давления (б)
при фильтрации нефти скв 720 с неныотоновскими свойствами
в отдельных породах и в зонально-неоднородном пласте
Рис. 3.7
Нефтепроницаемость пород, мкм2:
1 -0,512; 2-0,065
— в зонально-неоднородном пласте большие потери давления в зонах с низкой прони-
цаемостью препятствуют снижению эффективной вязкости неньютоновской нефти
в более проницаемой зоне (рис. 3.7). Это предупреждает прорыв воды и способству-
ет равномерной выработке зонально-неоднородных по проницаемости пластов.
Таким образом, при совместной эксплуатации слоев и зон неоднородного пласта
с соотношением коэффициентов проницаемостей пород менее 1,67 величины гранич-
ных градиентов давлений сближаются. При этом влияние аномалий вязкости нефти
на выработку менее проницаемых слоев и зон ослабляется. При совместной эксплуа-
тации такие неоднородные пласты вырабатываются более равномерно.
При достижении соотношения коэффициентов проницаемостей пород в слоях и
зонах 1,67 влияние не ньютоновских свойств нефти оказывается наибольшим. Например,
если неоднородный пласт представлен двумя слоями с указанным выше соотношени-
ем проницаемости пород и насыщен аномально вязкой нефтью с индексом аномалии
вязкости равным 15, то 96,2% притока происходит из более проницаемого пропласт-
ка. Это указывает на то, что менее проницаемый пропласток, если даже и имеет высо-
кую проницаемость, практически не будет выработан. Лишь при повышении градиента
давления выше градиента динамического давления сдвига менее проницаемого слоя
доля его в притоке достигает соотношения коэффициентов проницаемости пород.
С усилением неньютоновских свойств и увеличением индекса аномалии вязкос-
ти нефти растет соотношение проницаемости пород, при котором долевое участие в
притоке менее проницаемого участка пласта оказывается ниже 5%. Например, при
индексе аномалии вязкости (ИАВ) нефти, равном трем, незначительное участие в
притоке принимают менее проницаемые слои и зоны с соотношением проницаемос-
тей пород более 6, при ИАВ, равном 5, — с соотношением проницаемостей менее 4.
При индексе аномалий вязкости свыше 10 15 долевое участие слоев и зон в притоке
с соотношением проницаемостей пород свыше 1,67 оказывается незначительным. От-
сюда следует, что аномалии вязкости нефти усиливают влияние неоднородного стро-
ения пласта на выработку залежи.
Кроме того, с усилением неоднородного строения пласта и увеличением различий
в проницаемости пород растут значения граничного градиента давления сдвига менее
проницаемых зон и слоев. Это затрудняет вовлечение их в активную разработку путем
повышения градиента пластового давления. Так, при соотношении проницаемости по-
род в слоях и зонах 5,8 граничные градиенты давления отличаются в два раза, а при
20-кратном отличии проницаемости пород — в четыре раза. Обеспечение активной вы-
работки таких участков пласта повышением градиентов пластового давления является
уже проблематичным. Многократное повышение градиента пластового давления со-
провождается резким ростом отбора жидкости. При эксплуатации скважин с обводнен-
ной продукцией это не всегда является целесообразным.
Практика показывает, что при разработке объектов с двойной неоднородностью
пластов неньютоновские свойства нефтей способствуют ускоренной выработке и об-
воднению высокопроницаемых зон. Для предупреждения и ослабления отрицатель-
ных последствий аномально вязких свойств нефти залежи с неньютоновской аномаль-
но вязкой нефтью с самого начала следует разбуривать с учетом возможности регули-
рования градиента давления путем размещения добывающих скважин и выбора ра-
циональной схемы их расстановки, с применением раздельной закачки воды и отбора
нефти из неоднородных пластов, выделяя в самостоятельные объекты пласты с близ-
кими коллекторскими свойствами, перераспределяя отборы из скважин и участков.
3.3. Вытеснение из пласта нефтей с аномалией вязкости
Обеспечение полноты выработки нефтенасыщенных коллекторов является за-
дачей первостепенной важности. Этому вопросу посвящено много публикаций.
На ранней стадии из-за ряда объективных и субъективных причин лаборатор-
ные эксперименты по изучению нефтеотдачи велись в упрощенных условиях. Опыты
проводились с использованием искусственных моделей насыпных пористых сред —
несцементированного кварцевого песка — с проницаемостью и пористостью, значи-
тельно отличающимися от параметров этих свойств реального коллектора. Вместо
реальной нефти брали модельные жидкости. Вытеснение велось при градиентах давле-
ния и скоростях, намного превышающих фактические. Такое же грубое приближение к
реальным условиям допускалось при моделировании неоднородного строения коллек-
тора, а также свойств и состава вытесняющего агента. В связи с этим полученные ре-
зультаты дают представление в лучшем случае о направлении действия изучаемых фак-
торов. Количественные данные по результатам таких опытов получить не удавалось.
Первые близкие к реальным представления о влиянии структурно-механичес-
ких свойств нефтей на полноту выработки коллекторов получены бакинскими уче-
ными. Так, Мамедов Г.А. с коллегами, Султанов Б, И., Гурбанов Р.С., Аббасов А.А.,
Гусейнов М.Ф., Таиров Н.Д, Абдуллаев А.А., Ромазанзаде М.Г. и др. [115, 116], ис-
пользуя модельные жидкости и пористые среды, показали, что коэффициенты без-
водной и конечной нефтеотдачи зависят и от структурно-механических свойств.
Определено, что эти свойства в совокупности с проницаемостью пористой среды ока-
зывают значительное влияние, в первую очередь, на безводную нефтеотдачу. С усиле-
нием структурно-механических свойств безводная нефтеотдача быстро снижается.
Установлено, что безводная нефтеотдача повышается, когда процесс вытеснения
нефти ведется при низких градиентах давления и скоростях вытеснения. Высокие
скорости вытеснения и градиенты давления ускоряют прорыв вытесняющего агента
и сокращают безводный период, однако в водный период обеспечивают высокую ко-
нечную нефтеотдачу. Определено также, что с повышением массового содержания смол
в реальной нефти до 22% нефтеотдача снижается, в дальнейшем мало меняется и прак-
тически стабилизируется.
Этот вывод подтверждается результатами опыта разработки ряда залежей Волго-
Уральской нефтегазоносной провинции [7,73]. Иллюстрацией этому может служить
график, отражающий влияние соотношения коэффициентов динамической вязкости
нефти и вытесняющей воды ц - на нефтеотдачу за безводный период (рис. 3.8).
Анализ кривой, приведенной на рис. 3.8, позволяет сделать следующие выводы:
— увеличение ц1|-' в интервале значений от 0,8 до 8—10 резко уменьшает количе-
ство добытой нефти за безводный период. С ростом увеличивается доля из-
влекаемых запасов, приходящаяся на водный период эксплуатации;
— безводная нефтеотдача для залежей нефти с ц >12 — 14 практически не зависит
от величины ц -
Экспериментальные данные других авторов также показывают, что нефтеотдача в
безводный период вытеснения нефти водой возрастает с уменьшением вязкости нефти.
Известно, что залежи, содержащие нефти повышенной вязкости, разрабатываются
при более плотной сетке скважин, чем объекты с низкими значениями вязкости нефти.
Гейман М.А. и Фридман Р.А. на примере ромашкинской парафинистой нефти по-
казали, что коэффициент нефтеотдачи остается высоким при охлаждении в интервале
температур 40—20°С. Ниже 20°С, то есть ниже температуры насыщения парафином,
происходит резкое снижение коэффициента нефтеотдачи [117]. Аббасов А.А. с колле-
гами в опытах на бакинской нефти показал, что при вытеснении паром с температурой
250°С конечная нефтеотдача мало зависит от свойств и состава нефтей. При вытесне-
нии же холодной водой отрицательное влияние свойств и состава нефтей на нефтеотда-
чу оказывается значительным. В другой работе утверждается, что основное влияние
структурно-механических свойств нефтей на нефтеотдачу наблюдается до 80°С. При
охлаждении нефти коэффициент нефтеотдачи снижается до 14 пунктов.
Изучалось влияние локального неоднородного строения модели пласта на про-
цесс вытеснения и характер распределения остаточной нефти. При скорости вытесне-
ния десять метров в год остаточная нефть с небольшим содержанием твердой фазы (па-
рафинов) сохранилась преимущественно в неоднородных участках. При увеличении
скорости вытеснения до 100 м/год эффективность вытеснения повышалась.
Зависимость коэффициента нефтеотдачи за безводный период
от отношения вязкостей нефти и воды. (Составлена Абызбаевым И.И.
совместно с Ефремовым Ф.М.)
Рис. 3.8
Площади: 1 - Зольненская Б2; 2 - Стрельненская, Б2; 3 - Константиновская, Д-|;
4 - Манчарово-Игметовская, 5 - Шкаповская, Д;; 6 - Абдуллинская; 7 - Яблоневый
Овраг, Б2; 8 - Яркеевская; 9 - Крещено-Булякская; 10 - Губинская, Б2;
11 - Сызранская, Б2 (восточный участок); 12 - Заборовская, Б2 (западный участок);
13 - Константиновская, Ду; 14 - Актанышбашевская; 15 - Туймазинская, Дп.
Большой объем экспериментальных исследований по определению коэффициен-
та вытеснения девонских нефтей и нефтей из угленосной толщи водой из песчаников с
различной проницаемостью выполнил коллектив Березина В.М. (см. рис. 3.9) [104].
Авторы показали, что коэффициент вытеснения нефти из девонских песчаников
в диапазоне коэффициента проницаемости от 1,2 мкм2 до 0,8—0,4 мкм2 снижается мало:
от 75% до 73%. В дальнейшем при 0,3—0,4 мкм2 начинается интенсивное снижение
Зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости
продуктивных пород-коллекторов
Рис. 3.9
1 и 2 девонские пласты Туймазинского месторождения по данным В.М.Березина
и О.Т.Золоева, соответственно; 3 - девонские пласты Ромашкинского
месторождения (данные И.Ф.Глумова); 4 - пласты группы Б; 5 - пласты группы А
месторождений Среднего Приобья Западной Сибири (данные Г.Н.Покровской)
коэффициента вытеснения и при коэффициенте проницаемости 0,1 мкм2 составляет
60%. Аналогичные результаты получены и при вытеснении нефти из песчаников тер-
ригенной толщи нижнего карбона. В этом случае снижение коэффициента вытесне-
ния отмечалось при более высоких коэффициентах проницаемости.
Ряд исследователей провели опыты по вытеснению нефти из неоднородных по-
ристых сред в диапазоне скорости продвижения фронта вытеснения от 200 м/год до
1000 м/год. Проницаемость слоев изменяли от 0,8 мкм2 до 10 мкм2, а вязкость нефти —
от 3 мПа*с до 40 мПа*с. Оказалось, что с ростом фронтальной скорости вытеснения
безводная нефтеотдача снижалась с 73% до 52%. Авторы объясняли это опережаю-
щим продвижением фронта вытеснения по более проницаемому слою. Причем опре-
деляющее продвижение воды по проницаемому слою усиливалось по мере роста фрон-
тальной скорости вытеснения. Нефтеотдача в водный период и конечная нефтеотда-
ча увеличивались с ростом фронтальной скорости вытеснения. Авторы утверждают,
что высокие скорости вытеснения (более 600 м/год) в безводный период целесооб-
разны, а в водный период сопровождаются повышением водонефтяного фактора. Та-
кие выводы получены и сотрудниками ВНИИнефть.
В Уфимском нефтяном институте группой исследователей во главе с доцентом
Кабировым М.М. выполнены экспериментальные работы по изучению коэффициента
вытеснения аномально вязкой нефти из моделей пласта при различных градиентах дав-
ления [119]. В опытах использована нефть с массовым содержанием асфальтенов (4,0%),
силикагелевых смол (11,6%), парафинов (3,4%) плотностью 888 кг/м3 и предельным
динамическим напряжением сдвига 4 кПа/м. Всего проведено 20 опытов по вытесне-
нию нефти из насыпного несцементированного песка с коэффициентом проницаемос-
ти от 0,26 мкм2 до 0,31 мкм2.
Оказалось, что при градиенте давления 2,5 кПа/м коэффициент вытеснения со-
ставляет 0,40. Коэффициент вытеснения достиг 0,52 при увеличении градиента дав-
ления до 30 кПа/м и в дальнейшем стабилизировался (рис. 3.10) [119, 120].
Надежные данные о коэффициентах вытеснения нефтей с различными свой-
ствами и составом получены коллективом Березина В.М. [103, 104]. Результаты этих
опытов иллюстрирует табл. 3.4, а свойства и состав нефтей приводятся во втором раз-
деле монографии.
Лабораторные опыты свидетельствуют о том, что коэффициенты вытеснения
водой нефтей с отличающимися составом и свойствами из терригенных коллекторов
различаются.
Оказалось, что с увеличением содержания асфальтосмолистых веществ, а так-
же с ростом вязкости нефти коэффициент вытеснения водой снижается от 0,842 в
случае для залежи Д-IV Шкаповского месторождения до 0,710 - для пласта С-1 Ар-
ланского месторождения. Среднеквадратическое значение коэффициента вытеснения
снижается на 0,132 с ростом массового содержания асфальтосмолистых веществ от
grad р, гПа/м
Рис. 3.10
Зависимость коэффициента вытеснения аномально-вязкой нефти
от градиента давления
Таблица 3.4
Коэффициенты вытеснения нефти водой и нефтеотдачи крупных залежей
Башкортостана с отличающимися составом и свойствами
Месторождение, горизонт Пределы изме- нения вязкости пластовой неф- ти, мПа-с Коэффици- ент вытесне- ния нефти водой Стандартное отклонение ко- эффициентов вытеснения Число опреде- лений Коэффици- ент конеч- ной нефте- отдачи
Шкаповское, Д-IV 0,89-0,98 0,842 0,042 504 0,581
Туймазинское, Д-1 и Д-П 1,76-2,95 0,769 0,060 1152 0,588
Шкаповское, Д-1 3,19-7,40 0,743 0,069 58 0,554
Арланское, С-1 - С-VI: Вятская, Николо-Бере- зовская, Юсуповская и Ново-Хазинская пл. 12,0-58,4 0,710 0,064 1592 0,404-0,427
8,5% до 28,3% и динамической вязкости от 1,0 мПа*с до 20,6—24,3 мПа’с. Безус-
ловно, величина коэффициента вытеснения нефти водой связана и с коэффициен-
том проницаемости и строением пористой среды, а также зависит от свойств и со-
става вытесняющей воды и условий вытеснения [95].
Из табл. 3.4 следует, что коэффициент конечной нефтеотдачи крупных зале-
жей Башкортостана с динамической вязкостью 0,89—2,95 мПа*с меняется в диапазо-
не 0,581—0,588. В то же время на залежах нефтей угленосной толщи коэффициент
конечной нефтеотдачи составляет 0,404—0,427, то есть ниже, чем на залежах девонс-
ких отложений пласта Д-IV Шкаповского месторождения и пластов Д-1 и Д-П Туй-
мазинского месторождения на 0,16—0,17, или на 30%.
В ТатНИПИнефть проведены обширные исследования коэффициента вытес-
нения водой нефтей с отличающейся вязкостью из кернов карбонатных отложений
турнейского и башкирского ярусов верейского горизонта и терригенных отложе-
ний бобриковского горизонта. Опыты по вытеснению проведены на 289 образцах кер-
нов, в том числе на 64 терригенных и 225 карбонатных. В опытах использованы нефти
с динамической вязкостью от 20 мПа • с до 120 мПа • с. Для выявления роли проница-
емости результаты исследований на кернах бобриковского горизонта разделены на
две группы: на кернах с проницаемостью до 0,600 мкм2 и выше 0,600 мкм2.
Результаты этих исследований приведены в табл. 3.5 и на рис. 3.11 и свидетельству-
ют о том, что с ростом вязкости нефти бобриковского горизонта до 120 мПа* с коэффици-
ент вытеснения водой из кернов с коэффициентом проницаемости 0,056—0,600 мкм2 сни-
жается на 0,12, то есть на 20%, а из кернов проницаемостью 0,600—4,335 мкм2 —
на 0,30, то есть на 42%.
В опытах на кернах карбонатных отложений турнейского яруса с ростом вязкос-
ти нефти от 20 мПа • с до 120 мПа • с коэффициент вытеснения снизился всего на 0,06,
или на 13%, а верейского горизонта и башкирского яруса — на 0,27, следовательно, —
на 48%. Отсюда вывод: влияние вязкости нефти на коэффициент вытеснения сильнее
в пластах с более высокой проницаемостью кернов. Так, в диапазоне коэффициента
проницаемости кернов 0,0063—0,100 мкм2 коэффициент вытеснения нефти водой сни-
жается на 13%, а при 0,056—0,600 — на 20%, в более узком диапазоне (0,600—4,335) —
на 42%, а в более широком диапазоне (0,0058—4,510) — на 48%. Кроме того, коэффи-
циент вытеснения водой с ростом коэффициента вязкости нефти нивелируется.
Таким образом, в слабопроницаемых породах, насыщенных высоковязкой нефтью,
коэффициент вытеснения оказывается низким. Причем в таких коллекторах повыше-
ние вязкости нефти способствует нивелированию коэффициента вытеснения водой.
Для оценки роли неньютоновских свойств нефтей на нефтеотдачу залежей груп-
пой исследователей во главе с академиком Мирзаджанзаде А.Х. проанализированы
длительно разрабатываемые месторождения Апшеронской нефтегазоносной провин-
ции [109, 121]. По содержанию в составе нефтей асфальтено-смолистых веществ и
парафинов с учетом температуры залежи разделены на ньютоновские и неньютонов-
ские. Оказалось, что по 160 залежам с ньютоновской нефтью текущий коэффициент
использования запасов составил 0,49, а по 129 залежам с неньютоновскими свойства-
ми — 0,21. Отсюда следует, что на залежах нефтей с неньютоновскими свойствами
нефтеотдача ниже.
Рис. 3.11.
Зависимость коэффициента вытеснения водой от вязкости нефти залежей
каменноугольных отложений Татарстана
Таблица 3.5
Изменение коэффициента вытеснения водой нефтей
с отличающейся вязкостью
Горизонт, ярус Диапазон измене- ния коэффициен- та проницаемос- ти кернов, мкм2 Коэффициент вытеснения, доли ед., при динамической вязкости нефти, мПа-с
20 40 60 80 100 120
Терригенные отложения: - бобриковского горизонта 0,056-0,600 0,59 0,56 0,54 0,51 0,49 0,47
- бобриковского горизонта 0,600 4,335 0,71 0,64 0,57 0,51 0,46 0,41
Карбонатные отложения: - турнейского яруса 0,0063-0,100 0,46 0,42 0,41 0,40 0,40 0,40
- верейского горизонта и башкирского яруса 0,0058-4,510 0,59 0,52 0,46 0,41 0,36 0,32
Аналогичные исследования по месторождениям Азербайджана выполнены в
другой работе. Результаты этой работы в основном подтверждают отмеченные выше
выводы. Текущий коэффициент использования запасов по 22 объектам с неньюто-
новской нефтью составил 0,31, а на залежах с ньютоновской нефтью при сопостави-
мых условиях оказался равным 0,54. Таким образом, на залежах с неньютоновской
нефтью текущий коэффициент использования запасов, по утверждению этих авто-
ров, оказался ниже на 43%.
Итак, неньютоновские свойства нефтей оказывают значительное влияние на ко-
эффициент вытеснения и нефтеотдачу при разработке залежей при заводнении. Столь
же существенное влияние эти свойства оказывают на охват пластов выработкой.
3.4. Охват пластов выработкой при заводнении залежей
Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно
связаны с охватом пласта вытесняющим агентом. Охват объема пласта воздействием
определяется особенностями геологического строения залежей, неоднородностью
коллекторских свойств пласта, прежде всего проницаемостной неоднородностью кол-
лектора, физико-химическими свойствами нефтей и системой разработки месторож-
дений [111, 122,123].
Более подробно изучена слоистая неоднородность продуктивных пластов. Бан А.,
Богомолова А.Ф., Максимов В.А. на основе анализа кернограмм скважин пришли к
выводу, что наибольшие отличия коэффициента проницаемости по толщине пластов
могут достигать 10 крат (табл. 3.6).
Зональная неоднородность из-за малодоступности объекта исследования изуче-
на хуже. Некоторое представление о зональной неоднородности коллекторов можно
Таблица 3.6
Слоистая и зональная проницаемостная неоднородность продуктивных пластов
Месторождение, залежь Пределы измене- ния коэффициента проницаемости по- род, мкм Отношение наибольшей к наименьшей прони- цаемости пород Отношение факти- ческой к расчетной продолжительности движения индикато- ра в пласте
Туймазинское, Д-1 0,15 1,20 8 —
Туймазинское, Александ- ровская площадь, Д-1 0,10-0,90 9 —
Ромашкинское, Абдрах- мановская площадь, Д-1 0,25-0,90 3,6 —
Покровское, Б 0,64-3,60 5,6 —
Шахта Сорота-Монтеору (Румыния) — 1,6 —
Арланское, С-П- C-IV 0,05-3,80 76 —
Октябрьское, XV — — 10-29
То же, XI — — 18
То же, XII — — 25-42
Спрей-Берри — — 14
Канзасское — — 340-490
получить из результатов изучения индикаторов в продуктивных пластах [ПО]. Ока-
залось, что фактическая продолжительность движения нагнетаемой воды в естествен-
ных пластах изменяется от нескольких до тысячи раз [ПО]. Преждевременный про-
рыв индикатора в песчаниках связан с объемной неоднородностью пласта. В табл.3.6
[ПО] приведены сведения об отличиях фактической и расчетной продолжительности
движения меченой жидкости в коллекторах некоторых месторождений. Такие неболь-
шие продолжительности меченой жидкости в пластах трудно объяснить лишь объем-
ной неоднородностью коллектора. Из табл. 3.6 следует, что отношение наибольшей к
наименьшей проницаемости пород по кернограммам во многих случаях оказывается
меньше по сравнению с соотношением расчетной и фактической продолжительности
движения меченых жидкостей в’пластах. Это может быть обусловлено неполным уче-
том особенностей свойств нефтей, в частности, аномалии вязкости при расчетах скоро-
сти фильтрации и продолжительности движения индикатора в продуктивных пластах.
При преобладании гидродинамических сил над капиллярными, что является
характерным для интенсивных систем разработки нефтяных месторождений при
водонапорном режиме, опережающее вытеснение нефти происходит всегда по вы-
сокопроницаемым участкам пласта с лучшими фильтрационными свойствами по-
род. На основе анализа обширного промыслового материала Соколовский Э.В. пока-
зал, что максимальная скорость перемещения нагнетаемой воды в пласт достигает
больших величин, измеряемых сотнями и тысячами метров в сутки, и это зачастую
нельзя объяснить наличием или формированием трещин в пласте. В терригенных
коллекторах, где отсутствует сеть трещин в пласте, продолжительность движения
индикатора к добывающим скважинам не согласуется с такими параметрами, как ре-
жим работы скважины и длина пути, пройденного индикатором. Объемная неодно-
родность пласта приводит к тому, что вытеснение нефти происходит не единым сплош-
ным фронтом ни по простиранию, ни по толщине коллектора. По площади залежи
возникает движение жидкости рукавообразного характера. Нефтенасыщенная тол-
щина как бы пронизывается извилистыми потоками воды. При значительной неодно-
родности пласта поступление воды в добывающие скважины не означает, что залежь
на этом участке в достаточной мере выработана. После достижения высокой водона-
сыщенности в этом извилистом канале вытесняющая вода поступает в скважины в
основном по промытым зонам. Соколовский Э.В отмечает, что на залежах с высоко-
вязкой нефтью высокопроницаемые «рукава» лишь доотмываются, и при дальней-
шей эксплуатации наблюдается их расширение. Такой характер движения нагнетае-
мой воды в неоднородном пласте приводит к преждевременному обводнению про-
дукции скважин. Темп обводнения добывающих скважин в таких пластах не может
быть использован для количественных оценок эффективности процесса заводнения.
Эксплуатация многих пластов единой сеткой скважин дает значительную эко-
номию затрат. В связи с внедрением интенсивных систем разработки наметилась и
получила широкое развитие тенденция объединения в один эксплуатационный объект
большого числа пластов. Так, на месторождении Узень первый и второй объекты до
разукрупнения включали соответственно 25 и 18 пластов, а после разукрупнения 12 и
И пластов [123]. Основной продуктивный горизонт на Ромашкинском нефтяном ме-
сторождении включает до 5—7 нефтенасыщенных пластов песчаников и алевролитов
[111]. На Арланском месторождении в единый эксплуатационный объект входят до 8
пластов, а в отдельных скважинах одним фильтром эксплуатируется до 10 пластов.
При эксплуатации многопластового объекта коэффициент охвата вытеснением
оказывается низким [111, ИЗ, 122—125]. Малышевым Н.А. убедительно доказано, что
при разработке продуктивных пластов на месторождении Узень прорыв вытесняющей
воды происходит узким интервалом 0,5—2,0 м, что составляет 8% перфорированной
толщины. Со временем обводненная толщина несколько увеличивается, но остается
весьма небольшой. Так, через один, два и три года эксплуатации обводненная толщина
возросла до 12, 14 и 15%. При обводненности продукции на 50—70% общая обводнен-
ная толщина оказалась невысокой и составила 2—5 м. Наблюдается низкий охват плас-
тов заводнением по площади. К моменту обводнения всей площади между разрезаю-
щими рядами охват заводнением не превышает 0,20—0,25 при текущем коэффициенте
нефтеотдачи 12—15%. В течение 10 лет разработки залежей при заводнении ни в одном
из объектов эксплуатации не удалось создать сплошной равномерный фронт нагнета-
ния воды. При этом наибольший охват заводнением достигался по пластам с лучшими
коллекторскими свойствами. Так, пласты с проницаемостью до 0,05 мкм2 обводнены на
3% от общего их числа, а с проницаемостью от 0,05 мкм2 до 0,30 мкм2 — на 7—18%. Зна-
чительный рост заводненных пластов отмечается при проницаемости пластов более
0,30 мкм2 [123]. На основе изучения обширного промыслового материала по разработ-
ке Ромашкинского месторождения по работам Дияшева Р.П. и Хмелевских Е.И. [124],
обобщения опыта эксплуатации Арланского месторождения по работам Тазетдинова РК.
и ТимашеваЭ.М. [ИЗ], Ново-Хазинского опытного участка на Арланском месторож-
дении по данным Халимова Э.М. и Каримова М.Ш. [3] и работам ряда авторов на ос-
нове обобщения опыта разработки месторождения Узень [123,126—128] можно прийти
к следующим выводам:
— если в скважине вскрыты перфорацией несколько пластов, то некоторые из них в
разработке не участвуют. Так, на Ромашкинском многопластовом месторождении
коэффициент охвата заводнением в нагнетательных скважинах составил 57%, а
коэффициент охвата выработкой в добывающих — 54%, на Арланском — 56% и
43%;
— с увеличением перфорированной толщины уменьшается охват пластов фильт-
рацией из-за увеличения числа неоднородных пропластков [111, 123, 124]. В
связи с этим на однопластовых объектах коэффициент охвата выше, чем на
многопластовых. Отсюда следует вывод о необходимости освоения всех пер-
форированных пластов под закачку.Такая задача является актуальной для мно-
гих месторождений в других районах страны. По данным Дияшева Р.Н. и Хме-
левских Е.И. при толщине пласта более 20 м коэффициент охвата пластов
фильтрацией стабилизируется на уровне 20—40% [124];
— с ростом различия по средней проницаемости совместно вскрытых в сква-
жине пластов уменьшается количество работающих. Например, на Ромаш-
кинском месторождении пласты, имеющие ухудшенные на 30—40% гидроди-
намические характеристики, в разработке не участвуют [124]. На месторожде-
нии Узень Поповой Л.А. и Дорофеевой Л.Е. выделен диапазон проницаемости
пластов, которые будут работать при совместной эксплуатации. Верхние и ниж-
ние значения проницаемости пород в этом диапазоне отличаются в 8—10 раз
[112]. После разукрупнения объектов на месторождении Узень в подавляющем
большинстве анализируемых скважин коэффициент охвата пластов заводне-
нием вырос в 1,5—2 раза. На некоторых скважинах это произошло, несмотря на
уменьшение давления нагнетания [123, 129].
Условия работы менее проницаемых пластов ухудшаются при наличии в разрезе
скважины высокопроницаемых, хотя первые имеют достаточно высокие коллекторс-
кие свойства. Авторы [ИЗ, 123,124,130] указывают, что при совместной эксплуатации
пропорциональность приемистости неоднородных пластов по отношению к их коллек-
торским свойствам нарушается. Нарушение может быть обусловлено отличиями коэф-
фициентов пьезопроводности и, следовательно, различием значений пластовых давле-
ний, проявлением неньютоновского характера пластовой системы [111, ИЗ] и др.
Дияшев Р.Н. и Хмелевских Е.И. убедительно показали, что одновременная за-
качка воды в менее проницаемые пласты, вскрытые с высокопроницаемыми (хотя они
имеют достаточно хорошие коллекторские свойства) ухудшает условия их эксплуа-
тации. Авторы пришли к мнению, что показатели работы пластов при совместной и
раздельной закачке отличаются из-за тесной связи проницаемости пород в разрезе
скважины от толщины слоев. С увеличением толщины усиливается неоднородность
пластов по коллекторским свойствам. Если коэффициент проницаемости пласта ока-
зывается менее 27,5% величины коэффициента проницаемости высокопроницаемого
пласта, то есть отношение проницаемости менее проницаемого пласта к проницаемо-
сти наиболее проницаемого пласта оказывается меньше 0,55, то при совместной эксп-
луатации в 85% случаев менее проницаемый пласт воду не принимает [124].
На Ромашкинском нефтяном месторождении не осваиваются под закачку в сред-
нем 20—25% перфорированных пластов с проницаемостью 0,11—0,16 мкм2. На место-
рождении Узень по данным различных авторов при разработке XIII и XIV горизонтов
не вырабатываются пропластки и зоны со средним коэффициентом проницаемости
пород 0,028—0,085 мкм2. Малышев Н.А. в качестве причин слабого участия в выра-
ботке малопроницаемых коллекторов указывает сложное геологическое строение за-
лежей и неоднородность коллекторских свойств продуктивных пластов, значитель-
ное снижение пластовой температуры и аномальные свойства нефтей в пластовых
условиях [123].
Таким образом, продуктивные пласты нефтяных месторождений характеризу-
ются значительной изменчивостью коллекторских свойств пород по толщине и про-
стиранию. Например, отношение наибольшей к наименьшей проницаемости пород
по толщине пласта по кернограммам изменяется от 1,6 до 76. Неоднородность кол-
лекторов, особенно слоистая, обуславливает опережающее вытеснение нефти по вы-
сокопроницаемым участкам пласта. Наибольшую продолжительность движения воды
зачастую нельзя объяснить наличием или формированием трещин в пласте. Коэффи-
циенты охвата заводнением и притоком по толщине в неоднородных коллекторах ока-
зываются весьма низкими. С увеличением числа совместно эксплуатирующихся в
скважине пластов и усилением неоднородности пластов по гидропроводности коэф-
фициент охвата воздействием уменьшается. Разукрупнение объектов и сближение
проницаемости совместно вскрытых в скважине пластов позволяет увеличить охват
пластов выработкой.
На поздней стадии разработки при высоком водонефтяном факторе растет унос
попутной водой газа, растворенного в нефти. Это сопровождается утяжелением и ро-
стом вязкости остаточной нефти. В результате эффективность вытеснения остаточ-
ной нефти из пласта ухудшается.
Аномалии вязкости нефти усиливают неоднородность пластов по проницаемос-
ти и ухудшают полноту в ыработки залежей. С учетом этого разработку залежей с
аномально вязкой нефтью следует вести при более плотных сетках скважин. На ме-
нее проницаемых участках и зонах для активизации выработки запасов и повышения
темпов добычи нефти следует бурить дополнительные добывающие и очаговые на-
гнетательные скважины, вторые и горизонтальные стволы из старых скважин, орга-
низовывать раздельную закачку, шире использовать методы регулирования фильтра-
ционных потоков и разнообразные избирательные методы воздействия на пласты.
На залежах с аномально вязкой нефтью следует объединять пласты в эксплуата-
ционный объект с близкими коллекторскими свойствами. Коэффициенты проницае-
мости пород слоев и зон должны отличаться не более чем в 1,3—1,4 раза. Особенно
важное значение этот вывод приобретает для обеспечения полноты выработки зале-
жей тяжелых нефтей скважинным способом.
4. Учет физико-химических свойств аномальных нефтей
при проектировании разработки месторождений
Нефти многих залежей в пластовых условиях обладают структурно-механиче-
скими свойствами, влияющими на эффективность разработки залежей [105,109].
При эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин градиенты давления
распределяются в пласте неравномерно. Наименьшие градиенты давлений создаются
на участках, удаленных от нагнетательных и добывающих скважин. Здесь происхо-
дит образование областей с практически неподвижной нефтью — застойные зоны. При
заводнении пластов они оказываются обойденными водой и образуют так называе-
мые целики остаточной нефти. Зоны малоподвижной нефти формируются и в менее
проницаемых пластах. Это приводит к уменьшению извлекаемых запасов и к сниже-
нию коэффициента нефтеизвлечения. Кроме того, образование застойных зон ведет к
увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте, а значит, и к снижению уров-
ня добычи нефти из залежи, и, следовательно, к увеличению ее себестоимости.
Таким образом, игнорирование структурно-механических свойств аномальных
нефтей при проектировании разработки залежей обуславливает неоправданное завы-
шение проектных объемов добычи нефти и коэффициента конечной нефтеотдачи.
В пластовых нефтях нижнего карбона Татарстана и Башкортостана содержится
асфальтенов от 5% до 12%, смол — от 14% до 26% и парафина — от 2% до 5%. Нефти
месторождений нижнего карбона обладают структурно-механическими свойствами.
Предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) этих нефтей составляет более
10 мПа. Величина ПДНС может быть определена в зависимости от содержания ас-
фальтенов, силикагелевых смол, растворенного азота, метана и этана в условиях пла-
стовой температуры и давления [105]. Определение ПДНС пластовой нефти возмож-
но и на экспериментальной установке конструкции У НИ для исследования струк-
турно-механических свойств пластовых нефтей [105].
Пластовая девонская нефть Ромашкинского и других месторождений Татарста-
на и Башкортостана характеризуется низкими структурно-механическими свойства-
ми. В связи с этим влияние структурно-механических свойств пластовых нефтей на
разработку высокопроницаемых участков девонских отложений оказывается незна-
чительным. Напротив, на низкопроницаемых участках девонских отложений они мо-
гут оказывать заметное влияние на процессы фильтрации нефти в пласте.
В третьем разделе этой книги отмечено, что характерной особенностью аномаль-
ных нефтей при фильтрации через пористую среду является наличие динамического
давления сдвига (ГДДС). Величина ГДДС зависит не только от свойств самой нефти,
но и от характеристики пористой среды. С уменьшением коэффициента проницаемо-
сти песчаника значения ГДДС увеличиваются. Помимо этого, на величину ГДДС ока-
зывают влияние и условия, при которых идет фильтрация аномальной нефти через
пористую среду — температура и давление [105].
4.1. Основные положения методики ТатНИПИнефть
по учету аномально вязких свойств нефтей
Учеными ТатНИПИнефть предложена методика, позволяющая наиболее полно
учесть структурно-механические свойства нефтей и достоверно прогнозировать по-
казатели разработки месторождений [164].
Методика ТатНИПИнефть по проектированию разработки месторождений, со-
держащих аномально вязкие нефти, основана [164]:
— на результатах экспериментальных работ, проведенных в У НИ [105,162], в частности
на формулах для определения предельного динамического напряжения сдвига и гра-
диента динамического давления сдвига для нефтей месторождений Татарстана;
— на результатах электромоделирования стационарной задачи нелинейной фильтрации;
— задачи определения неизвестной границы течения, на которой градиент давле-
ния равен градиенту динамического давления сдвига. Результаты получены
сотрудниками ТатНИПИнефть;
— на проектировании разработки нефтяных месторождений по методике ТатНИПИ-
нефть [166—168]. Методика имеет следующие принципиальные положения:
— на учете неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, влияющей на
неравномерность вытеснения нефти рабочим агентом, количественно характе-
ризующейся квадратом коэффициента вариации v2;
— по всем факторам, влияющим ца неравномерность вытеснения нефти агентом,
кроме различий подвижностей и плотностей нефти и вытесняющего агента в пла-
стовых условиях, определяется эквивалентная неоднородность и рассчитывает-
ся квадрат коэффициента вариации v2. По квадратам коэффициентов вариации
отдельных факторов подсчитывается результирующая величина v2. С учетом v2
семейства кривых какого-либо универсального распределения выделяется соот-
ветствующая кривая;
— на использовании в качестве универсального распределения используется гамма-
распределения, III типа распределения Пирсона, для чего в ТатНИПИнефть рас-
считаны подробные таблицы характеристики эффективности извлечения подвиж-
ных запасов нефти на основе фундаментальных таблиц, созданных в АН СССР;
— на принятии модели зонально и прослойно неоднородных по проницаемости
нефтяных пластов с разделением общей неоднородности на две составные части:
на зональную неоднородность между разными зонами залежи и на послойную
неоднородность в пределах каждой зоны залежи. Совместно с другими фактора-
ми неоднородность пластов оказывает влияние на конечную характеристику
эффективности извлечения подвижных запасов нефти;
— на расчете полноты извлечения подвижных запасов нефти для типичного эле-
мента нефтяной залежи с последующим распространением его на все другие. При
этом учитываются различия по общему сроку разработки в том случае, когда
нефть и агент в пластовых условиях по подвижности и по удельному весу одно-
родны. В дальнейшем результаты расчетов преобразуются с помощью формул
перехода от идеальных жидкостей к реальным;
— использовании универсальной системы формул динамики дебитов нефти, жид-
кости, закачки вытесняющего агента, числа работающих скважин и др. Эти фор-
мулы учитывают изменяющиеся условия разработки нефтяных залежей;
— установлении правил рационализации различных сторон системы разработки и
выбора варианта разработки нефтяной залежи.
Форма кривых реологических характеристик нефтей [105,162] может быть ап-
роксимирована законом фильтрации следующего вида [109,116, 194]:
0, при gradP < gradp,
V - -k gradP, при gradP ) gradP > (4-1)
I P
где grad P- градиент давления;
grad Pc -градиент динамического давления сдвига пластовой нефти.
Этот закон фильтрации предполагает, что разрушение структурной сетки в не-
фти происходит мгновенно, скачком, при значении градиента давления, равном ГДДС.
В соответствии с законом на тех участках пласта, где фактические градиенты давле-
ния меньше ГДДС, нефть будет неподвижна, а на участках с градиентом давления
выше ГДДС нефть будет фильтроваться, как ньютоновская жидкость.
В пласте при работе нагнетательных и добывающих скважин создаются различ-
ные градиенты давления. Наибольшие градиенты давления образуются между нагне-
тательными и ближайшими к ним добывающими скважинами по кратчайшей глав-
ной линии тока, а наименьшие — на участках, удаленных от нагнетательных и добы-
вающих скважин. На участках с наименьшими градиентами давления, если пласт на-
сыщен аномально вязкой нефтью, образуются области с практически неподвижной
нефтью — застойные зоны. В низкопроницаемых слоях, для которых величина гради-
ента динамического давления сдвига становится равной или больше величины наи-
большего действующего градиента давления в пласте, нефть неподвижна по всему
объему. Формирование застойных зон и их размеры зависят от ряда факторов: струк-
турно-механических свойств нефти и свойств пласта, геометрии и плотности сетки
скважин, взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин и от пе-
репадов давления между ними. При заводнении пластов эти застойные зоны оказыва-
ются обойденными водой, образуя при этом так называемые целики остаточной не-
фти. Это и приводит к резкому снижению коэффициента нефтеотдачи на месторож-
дениях неньютоновских нефтей. Кроме того, образование застойных зон приводит к
увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте и к изменению показателей раз-
работки нефтяной залежи.
По методике ТатНИПИнефть форма и размеры застойных зон в пластах с ано-
мальной нефтью определяются с использованием приближенного метода электромо-
делирования стационарных задач нелинейной фильтрации. Для различных систем рас-
положения нагнетательных и добывающих скважин получены зависимости коэффи-
циента охвата слоев фильтрацией от соотношения градиента динамического давле-
ния сдвига и действующего градиента давления. В дальнейшем с использованием
формул Девликамова В.В. и Хабибуллина З.А. [105,162] получены зависимости ко-
эффициентов охвата слоев фильтрацией от соотношения проницаемости слоев к про-
ницаемости сдвига. Причем под проницаемостью сдвига понимается проницаемость
слоя, который является граничным между слоями с подвижной и практически непод-
вижной нефтью в упорядоченном расположении слоев по мере нарастания их прони-
цаемости:
КоФ = 1-е Р(к< > (4-2)
где р — коэффициент, зависящий от числа добывающих скважин, приходящих-
ся на одну нагнетательную.
Для систем рассредоточенного расположения нагнетательнех скважин
среди добывающих |3 определяется по следующей формуле:
P=0,3e ‘w<m *’ , (4.3)
а для систем линейного заводнения:
Р=0,3-е0’3“<т1)', (4,4)
2ст
Здесь L_ — отношение расстояния между рядами скважин к расстоянию
2о
между скважинами в ряду, ат- нечетное число.
Относительная проницаемость сдвига Кс определяется путем преобразования
формулы для определения градиента динамического давления сдвига [105]:
, п 0,052
g™1 Рс = „ода 0(ч,) , (4.5)
^П
где grad Pc-градиент динамического давления сдвига в мПа/м при температуре
t °C и пластовом давлении Р мПа;
Кн — коэффициент проницаемости песчаника по нефти, мкм2;
6(t — предельное динамическое напряжение сдвига в Па при
температуре t° С и давлении Р мПа.
Для систем с равномерной квадратной сеткой скважин величина относительной
проницаемости сдвига определяется из соотношения:
' Кеп
5,2Oa0,p/S
ДР
(4-6)
а для систем с равномерной треугольной сеткой скважин:
1 (5,58a9tpVS Y6
К АР
Чр \ 7
(4.7)
где Кер — средняя проницаемость пласта, мкм2,
К =
0tP ~ предельное динамическое напряжение сдвига пластовой нефти, Па;
а — (1,5 — 2,0) — поправочный коэффициент, учитывающий тиксотропные свойства;
S — площадь, приходящаяся на одну скважину, га;
АР - депрессия между забойными давлениями нагнетательных и добывающих
скважин, мПа.
Из сравнения формул (4.6) и (4.7) следует, что при равномерной квадратной сет-
ке размещения скважин величина Кс оказывается меньше и, следовательно, коэффи-
циенты охвата пласта фильтрацией выше, чем при системе с равномерной треуголь-
ной сеткой скважин.
В ТатНИПИнефть принята модель послойно и зонально неоднородного по про-
ницаемости пласта. Причем в качестве характеристики проницаемости используется
III тип распределения Пирсона, а в качестве основной меры неоднородности — квад-
рат коэффициента вариации v2.
Слой с проницаемостью К имеет долю у (к) в послойной неоднородности пласта
по проницаемости и вполне определенный коэффициент охвата фильтрацией. В свя-
зи с этим плотность распределения по коэффициенту охвата фильтрацией равна про-
изведению у(Кпф)=Кпф • у (К).
Общий коэффициент охвата всего пласта фильтрацией определяется выражением:
к = г[в+1,(В+1)Кс]_ер (B+l)^' г[в+1,(В+1)К„3]
"ф Г(В + 1) ег pllw Г(В + 1)
В+1+ > (4°)
к
На рис. 4.1 представлена зависимость коэффициента охвата пласта фильтраци-
ей от ДР и S. В качестве примера все дальнейшие расчеты даны для пятиточечной
системы заводнения терригенных отложений карбона Сиреневской группы месторож-
дений с предельным динамическим напряжением сдвига пластовой нефти 37,7 мПа.
Итак, формула для определения коэффициента охвата пласта фильтрацией учи-
тывает структурно-механические свойства пластовой нефти и коллекторские свой-
Зависимость коэффициента охвата пласта фильтрацией от депрессии
между нагнетательными и добывающими скважинами и плотности
сетки скважин
Рис. 4.1
Шифры кривых: 1,2,3,4,5,6,7, 8,9,10 - для плотности сетки скважин, соответ-
ственно 1,4,9,16, 25,36,49,64, 81 и 100 га/скв.
ства пласта, геометрию и плотность сетки скважин, взаимное расположение нагнета-
тельных и добывающих скважин и перепад давления между их забоями.
Влияние зональной неоднородности по проницаемости на коэффициент охвата
фильтрацией оценивается из ряда соображений. Считается, что проницаемость по-
слойно неоднородного пласта при переходе от одной зоны к другой изменяется слу-
чайным образом и в качестве характеристики изменения проницаемости использует-
ся III тип распределения Пирсона. Каждая зона неоднородного по слоям пласта име-
ет свое вполне определенное значение средней проницаемости К и коэффициента
охвата фильтрацией К , который определяется по формуле (4.8). Зона пласта со сред-
ней проницаемостью Кср имеет долю у(Кср) в зональной неоднородности по проницае-
мости. Плотность распределения по коэффициенту охвата фильтрацией для зональ-
ной неоднородности составит:
У(Коф) = К^у(Кр) , (4.9)
где Кпаф — коэффициент охвата зоны пласта со средней проницаемостью Кер.
Для нахождения коэффициента охвата пласта фильтрацией с учетом как послой-
ной, так и зональной неоднородности по проницаемости проинтегрировано выраже-
ние (4.9). На основе численного решения получена формула, аналогичная формуле (4.8).
В этой приближенной формуле В+1= \ — квадрат коэффициента вариации для нео-
Рис. 4. 2
Зависимость коэффициента охвата пласта фильтрацией от V32 и IQ в случае,
когда Vn2 = 0,667
Шифры кривых: 1,2,3,4, 5 - при V32, соответственно равном 1.25,0.67, 0.25, 0.05 и 0
днородности, возникающей при объединении зональной ъ32и послойной ^неоднород-
ностей по известному правилу:
tf=(v32+1)(vn2+1)-1,
(410)
На рис. 4.2 приведена зависимость коэффициента охвата пласта фильтрацией от
V2 и Кс. Из рисунка следует, что чем выше зональная неоднородность при одной и той
же послойной неоднородности, тем меньше коэффициент охвата пласта фильтраци-
ей. Таким образом, для увеличения коэффициента охвата фильтрацией низкопро-
ницаемые участки в зонально неоднородных пластах необходимо эксплуатировать
более плотной сеткой скважин с обеспечением высоких депрессий на пласт по срав-
нению с высокопроницаемыми участками.
Рассмотрим вопрос о фильтрационных сопротивлениях пластов с ньютоновской
нефтью. Каждый слой в пласте, насыщенном аномально вязкой нефтью, имеет вполне
определенное значение коэффициента охвата фильтрацией Коф. Слои, где жидкость не
движется, имеют коэффициенты охвата фильтрацией, равные нулю. Такие слои не учи-
тываются при определении общего фильтрационного сопротивления пласта. Если слои
имеют Коф=\, то для них формула фильтрационных сопротивлений будет такой же,
как и для слоев, содержащих ньютоновскую нефть. В пластах также имеются слои, для
которых 0 < Коф < 1. Для выяснения значений фильтрационных сопротивлений таких
слоев проведены исследования на электроинтеграторе ЭГДА-9/60. Оказалось, что филь-
трационные сопротивления слоев в зависимости от Коф может быть описано следую-
щей формулой:
В<К-
Г R К
0,333 - с + 0,6671п~ °*
Коф
(4.И)
где ц — вязкость нефти с разрушенной структурой, мПа «с;
h — толщина слоя, м;
Rc — радиус скважины, м;
Rc — радиус зоны дренирования скважины, м.
В дальнейшем получена упрощенная формула фильтрационного сопротивления
пласта из предположения, что слои разделены тонкими проницаемыми прослоями.
И(Кф) =
ц__
л-Чн’
°,333
-----In +0,667 In-------
г.
(4.12)
г
При применении упрощенной формулы (4.12) в расчетах допускаются погреш-
ности не более 4,5%.
К' Ч Н’ — произведение средней проницаемости всех работающих слоев на об-
щую толщину определяется по формуле:
К*ср- Н*=КсрН
Г[В+2,(В+1)КС]
Г(В+2)
(4.13)
Из сравнения формулы (4.12) с формулой фильтрационных сопротивлений в
пластах, содержащих ньютоновскую нефть, следует, что структурно-механические
свойства нефтей повышают фильтрационные сопротивления в пластах. С уменьше-
нием значений коэффициента охвата пласта фильтрацией происходит увеличение
фильтрационных сопротивлений в пласте.
На рис. 4.3 приведена зависимость относительного фильтрационного сопротив-
ления пласта от Р и S.
Зависимость относительного фильтрационного сопротивления
от депрессии между нагнетательными и добывающими
скважинами и плотности сетки скважин.
Шифры кривых: 1,2,3,4, 5, 6,7, 8, 9,10 - для плотности сетки скважин,
соответственно, 1,4,9,16, 25, 36,49, 64, 81, 100 га/скв.
Аналогично формуле дебита элемента залежи ньютоновской нефти с размещени-
ем одной нагнетательной и добывающих скважин [168] получена формула для такого
же элемента залежи с учетом структурно-механических свойств пластовых нефтей:
Чэ‘=
ДР
0,333 „„
’ +0,667
Коф
1ПЬ
г
(4.14)
Формула отличается дополнительным членом продуктивности:
. 2 л .^„Н’
(4.15)
Из формулы (4.14) следует, что с уменьшением коэффициента охвата пласта
фильтрацией дебит элемента залежи снижается в связи с увеличением фильтрацион-
ных сопротивлений.
Учет структурно-механических свойств пластовых нефтей при расчете процесса
заводнения нефтяной залежи решен способом, описанным ниже.
Любой участок залежи всегда можно разделить на характерные элементы, опреде-
ляющие работу данного участка и ограниченные главными и нейтральными линиями
тока. Такой элемент участка залежи имеет определенное распределение скоростей тече-
ния жидкости по площади. Если нефть обладает структурно-механическими свойства-
ми, то она практически будет двигаться лишь по той площади, на которой градиенты
давления выше соответствующих градиентов динамического давления сдвига. Так, слои
с разной проницаемостью имеют различные градиенты динамического давления сдви-
га и, следовательно, отличающиеся коэффициенты охвата слоев фильтрацией. Эти слои
имеют и отличающиеся друг от друга распределения скоростей течения жидкости по
площади. Исследования, проведенные на электроинтеграторе ЭГДА-9/60, позволили
установить, что распределение скоростей течения жидкости по площади слоев может
быть описано бета-распределением, причем плотность распределения, закон распреде-
ления и квадрат коэффициента вариации неоднородности движения жидкости по пло-
щади элемента зависит от величины коэффициента охвата фильтрацией.
В дальнейшем закон распределения течения жидкости по площади слоев объе-
диняется с законом распределения проницаемости по слоям пласта и получает обоб-
щенный закон распределения скоростей течения жидкости по объему пласта. Такой
закон содержит в себе послойную неоднородность пласта по проницаемости, возни-
кающую из-за неравномерного продвижения жидкости по площади слоев между сква-
жинами, а также учитывает влияние структурно-механических свойств пластовых
нефтей на движение нефти в пласте.
Итак, расчетная схема-модель неоднородного по проницаемости пласта для уче-
та структурно-механических свойств пластовых нефтей состоит из серии гидродина-
мически разобщенных слоев различной проницаемости, упорядоченно расположен-
ных по мере нарастания их проницаемостей. Причем каждый слой имеет вполне оп-
ределенный коэффициент охвата фильтрацией, изменяющийся от нуля для слоев с
низкой проницаемостью и до единицы для всех высокопроницаемых слоев. Распре-
деление течения жидкости по площади каждого слоя находится в зависимости от ко-
эффициента охвата этого слоя фильтрацией и системы расположения нагнетатель-
ных и добывающих скважин.
К данной схеме-модели применена схема вывода формул характеристики вытес-
нения нефти агентом [168]. В результате получены формулы для расчета процесса
заводнения залежи с аномально вязкой нефтью:
— обводненность продукции скважины
1-W(K,1P)
А(КОф)- । w-(k )
(4.16)
— средняя обводненность продукции скважины:
Л:р (^ф)-
(4-17)
1-W(KJ
— коэффициент заводнения подвижной нефти
К3(Коф)=
К„р[1-у-(Кпр) +[W(Knp)-W(KP)]
’1-у*(Кс)]
(4.18)
— коэффициент заводнения для всей нефти в пласте
Кз (Коф)-
К.
(4.19)
где Кпр — проницаемость слоя, промытого агентом и выраженная в долях от сред-
ней проницаемости пласта,
у'(К)= 1-
Г[В + 1,(В + 1)КС]1 -^-'1
гв +
Г(В + 1) J
Г г[в2 + 1,(в2 + 1)к]Н -₽<£-’)
+ < 1----------------и 1-е
I ПВг+1) П
(4.20)
.и (В + 1Г'
Г[В + 1,(В + 1-Л-)К]
____________Кс___
Г(В + 1)
[ Г В + 2. В + 1К -Р к
W*(K)= Д--—Де ''к<' > +
[ Г(В + 2) J
[ Г[В, +2,(Bj + 1)К]1 J
[ r(Bj+2) J1
Г[В + 2,(В + 1+|-)К]
_________________
Г(В + 2)
(4.21)
1
здесь: B+l= -,, V2
v
vn2 — квадрат коэффициента вариации послойной неоднородности
пласта по проницаемости;
V2 — квадрат коэффициента вариации результирующей неоднородности из-за не-
равномерного продвижения жидкости по объему пласта V2 определяется путем объе-
динения послойной неоднородности а2 и неоднородности из-за неравномерного про-
движения жидкости по площади слоев между скважинами (а2} по правилу, получен-
ному Лысенко В.Д.:
(^=^+O(V+t>-
Известно, что коэффициент конечной нефтеотдачи для месторождений нью-
тоновских нефтей определяется как произведение коэффициентов сетки, вытесне-
ния и заводнения:
Kw=K^K^K3 (4.22)
Для месторождений неньютоновских нефтей коэффициент конечной нефтеот-
дачи с учетом формулы (4.22) записан следующим образом:
К = = К-К-КГ= К-К-К-К , (4.23)
Из сравнения Кз и К 3‘ получена следующая зависимость:
К*з=Кз-Коф (4.24)
Коэффициент заводнения — это есть коэффициент охвата заводнением дрени-
руемого объема. В связи с этим входящий в формулу (4.23) коэффициент охвата пла-
ста фильтрацией лучше следует отнести к коэффициенту сетки скважин. В этом слу-
чае коэффициент сетки скважин для месторождений аномальных нефтей равен про-
изведению коэффициента сетки скважин, определенного по формулам для месторож-
дений ньютоновских нефтей, на коэффициент охвата пласта фильтрацией:
= (4.25)
Таким образом, коэффициент сетки скважин, показывающий долю дренируемо-
го объема во всем объеме нефтенасыщенных пластов по методике ТатНИПИнефть
[166—169], учитывает следующие факторы:
— прерывистость нефтяных пластов;
— коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти с учетом
фактической ограниченной продолжительности эксплуатации скважин предпо-
лагает, что часть возможных извлечению запасов нефти не будет извлечена;
— забалансовые запасы нефти, то есть часть разведанных геологических запасов в
нефтенасыщенных пластах малой толщины как в чисто нефтяной, так и в водо-
нефтяной зонах, которые пока при существующих способах разработки нельзя
вводить в эксплуатацию по экономическим соображениям;
— дополнительный коэффициент для месторождений с аномально вязкой нефтью
учитывающий, что на участках с низкими градиентами давления формируются
области с практически неподвижной нефтью, то есть застойные зоны.
4.2. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой
Коэффициент вытеснения К2 показывает потенциально доступную долю отбора
дренируемых запасов нефти при достаточно длительной промывке пласта большим
объемом вытесняющего агента. На величину этого коэффициента влияет различие фи-
зических свойств нефти и вытесняющего агента, поверхностное натяжение на контакте
нефти и агента, действие капиллярных сил, микронеоднородность пористой среды, на-
чальная нефтенасыщенность и др. Многие из этих факторов зависят не только от ха-
рактеристики пористой среды, но и от свойств и состава самой нефти. Так, наличие в
нефти смол, парафинов и асфальтенов приводит, с одной стороны, к образованию про-
странственной (объемной) структурной сетки, повышающей эффективную вязкость
нефти [105], а с другой — к формированию граничных слоев на контакте «нефть-пори-
стая среда» при фильтрации нефти с предельно разрушенной структурой [100]. Кроме
того, остаточная нефть в промытых водой участках пласта может находиться в капил-
лярно-защемленном состоянии [95]. Коэффициент вытеснения определяется в лабора-
торных экспериментах на образцах породы (керна), отобранных из продуктивного пла-
ста при соответствующих пластовых термобарических условиях.
На основе обобщения экспериментальных данных обычно получают статисти-
ческие зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости продуктивного кол-
лектора и скорости фильтрации жидкости.
Зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости породы по экспери-
ментальным данным может быть описана формулой вида:
К,ыт= к™“ [1-а, • e-' k - (1 - а,), е^ k ], (4.26)
где К — наибольшее значение коэффициента вытеснения в случае с высоко-
проницаемыми кернами при высоких скоростях фильтрации и достаточно большой
кратности промывки пористой среды вытесняющим агентом;
К — проницаемость породы, мкм2
Коэффициенты ar аг Ь1 подбираются с использованием методов наименьших
квадратов по экспериментальным данным.
Аналогичная зависимость может быть получена при изучении величины коэф-
фициента вытеснения от скорости фильтрации.
Использование таких статистических зависимостей позволяет обосновать вели-
чину коэффициента вытеснения для неоднородных по коллекторским свойствам не-
фтяных пластов.
В методике ТатНИПИнефть используется расчетная модель послойно и зональ-
но неоднородного по проницаемости пласта. Считается, что проницаемость послойно
и зонально неоднородного пласта изменяется случайным образом. Для описания про-
ницаемости как случайной величины используется функция гамма-распределения.
Следовательно, и коэффициент вытеснения, тесно связанный с коэффициентом про-
ницаемости, также изменяется по слоям и зонам пласта случайным образом. Это по-
зволяет для учета коэффициента вытеснения продуктивного пласта использовать
методы теории вероятности, то есть коэффициент вытеснения можно охарактеризо-
вать как случайную величину функции гамма-распределения. В результате получена
формула, позволяющая определить величину коэффициента вытеснения в зависимо-
сти от неоднородности о2 и средней проницаемости пласта k ' при значениях:
а,=0,375; а,=0,0087; Ь1 =0,380:
k2=k,m“
1-0,375-
0,0087-kcp +(В+1)
0,625
0,380-k^,+(В+1)
(4-27)
1
где В+1=—— квадрат коэффициента вариации расчетной неоднородности плас-
та по коллекторским свойствам. Результаты расчетов по этой формуле приведены в
табл. 4.1. Из таблицы видно, что величина коэффициента вытеснения для всего плас-
та зависит не только от средней проницаемости, но и от его неоднородности. Чем выше
неоднородность пласта по коллекторским свойствам при одинаковой средней прони-
цаемости, тем ниже значения коэффициента вытеснения.
В формуле (4.27) используется величина средней проницаемости только дрени-
руемых слоев пласта, то есть той части пористой среды, в которой происходит фильт-
рация жидкости. Средняя проницаемость всех слоев с подвижной нефтью определя-
ется с использованием выражения и рассчитывается по формуле (4.13):
Г[В+2,(В+1)КС]
Г(В+2)
Г[В+1,(В+1)КС]
Г(В+1)
(4-28)
Результаты обработки данных экспериментальных исследований по определе-
нию коэффициента вытеснения в зависимости от вязкости пластовых нефтей приве-
дены в табл. 3.6. Корреляционные зависимости логарифма коэффициента вытесне-
ния от вязкости нефти, вытесняемой водой, могут быть преобразованы в обобщенную
формулу вида:
кв=а.е-‘< (4-29)
где а,Ь ис- параметры, определенные на основе статистической обработки ре-
зультатов экспериментов по вытеснению нефти водой на естественных кернах в лабо-
раторных условиях.
Таблица 4.1
Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой
от средней проницаемости пород продуктивных пластов и их
неоднородности по коллекторским свойствам для бобриковских отложений
Ромашкинского месторождения
Квадрат коэффи- циента вариации расчетной неодно- родности пласта Коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед., для пород со средней проницаемостью, мкм2
0,025 0,050 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500
0,00 0,464 0,504 0,561 0,621 0,647 0,657 0,662
0,025 0,460 0,500 0,551 0,606 0,631 0,645 0,652
0,50 0,450 0,493 0,543 0,593 0,618 0,632 0,640
0,75 0,433 0,483 0,533 0,581 0,605 0,619 0,629
1,00 0,421 0,470 0,521 0,569 0,592 0,606 0,618
1,25 0,405 0,457 0,508 0,555 0,579 0,594 0,609
1,50 0,391 0,443 0,494 0,541 0,565 0,580 0,591
1,75 0,377 0,429 0,481 0,527 0,551 0,566 0,577
2,00 0,364 0,416 0,467 0,514 0,538 0,553 0,564
Эта зависимость более удобна при расчете среднего коэффициента вытеснения
для всей нефтяной залежи в случае, когда вязкость нефти по объему залежи изменя-
ется, например, при переходе от купольной центральной зоны с менее вязкой нефтью
к периферийным зонам залежи с более вязкой нефтью. Обычно изменение вязкости
нефти по объему залежи подчиняется какому-либо закону распределения, например,
бета-распределению.
В табл. 4.2 приведены коэффициенты формулы (4.29) для залежей Татарстана в
терригенных и карбонатных отложениях при различных диапазонах изменения ко-
эффициента проницаемости пород.
4.3. Обоснование коэффициента заводнения
Коэффициент заводнения, или коэффициент использования подвижных запа-
сов нефти, определяется с помощью специальных таблиц по расчетной доле рабочего
агента в текущем дебите жидкости А и расчетной послойной неоднородности продук-
тивных пластов [166] или по приближенным формулам [168]. Расчетная предельная
доля рабочего агента в дебите жидкости скважин в момент их остановки определяет-
ся через весовую предельную обводненность А2, которая, в свою очередь, обосновыва-
ется с учетом экономических показателей.
Таблица 4.2
Значения коэффициентов формулы (4.29)
Продуктивные отложения Диапазон изменения коэффициента проницаемости, мкм3 Величина коэффициентов
а в
1. Терригенные: - бобриковского 0,056- 0,600 -0,482 0,00229
горизонта - то же 0,600-4,335 -0,237 0,00541
2. Карбонатные: - турнейского яруса 0,0063-0,100 -0,730 0,00233
- верейского горизонта и башкир- ского яруса 0,0058-4,510 -0,403 0,00616
Значение коэффициента - с - принято равным единице.
Определение коэффициента охвата заводнением и расчет технологических по-
казателей разработки водонефтяных зон и залежей с низкой начальной нефтенасы-
щенностью пластов осуществляется с использованием начальной весовой обводнен-
ности продукции скважин. Начальная весовая обводненность для месторождений с
ньютоновской нефтью вычисляется по формуле:
1
А 2 нач-
1 + ?п Он
Y в (kh) в
Ив
— Z
Ин
(4.30)
где ун и ув — плотность нефти и воды в пластовых условиях,
цпи ци — вязкость нефти и воды в пластовых условиях,
(kh)w(kh)B- проводимость пластов в нефте- и водонасыщенных областях водо-
нефтяной зоны,
z — коэффициент, учитывающий влияние анизотропии коллектора, наличие гли-
нистых прослоев между ВНК и забоем скважин и других факторов.
Для чисто нефтяных зон залежей с начальной нефтенасыщенностью менее 0,700 со-
(kh)H SHH-S0H
отношение , входящее в формулу (4.30), заменяется выражением (4.31).
^нв
Здесь Shh и Soh — начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта, a Sue -
начальная водонасыщенность.
Для водонефтяных зон с низкой начальной нефтенасыщенностью пластов, вме-
сто соотношения используется произведение:
(kh)H SHH - S0H (4.32)
(kh)B SIIB
Наличие у нефтей структурно-механических свойств вызывает ускорение про-
цессов конусообразования, увеличение начальной обводненности продукции скважин
и снижает эффективность разработки залежей с водонефтяными зонами.
Для водонефтяных зон месторождений нефти с аномально вязкими свойствами
на основе расчетов найдена следующая зависимость:
А*2 ||ач= 1-Коф(1-А2 ,,ач) (4.33)
где Киф — коэффициент охвата фильтрацией определяется по формуле (4.8).
Таким образом, коэффициент конечной нефтеотдачи на месторождениях аномаль-
но вязких нефтей зависит, как и коэффициент охвата пластов фильтрацией, от свойств
нефти и пласта, геометрии и плотности сетки скважин, взаимного расположения нагне-
тательных и добывающих скважин и перепада давления между их забоями.
На рис. 4.4 представлена зависимость коэффициента конечной нефтеотдачи от плот-
ности сетки скважин и депрессии между нагнетательными и добывающими скважинами.
Зависимость коэффициента конечной нефтеотдачи от плотности сетки
скважин и депрессии между нагнетательными и добывающими скважинами
Рис. 4. 4
Шифры кривых: 1,2, 3,4, 5,6 - для депрессии, равной 10,15, 20, 25, 30 и 40 МПа;
7 - на залежи с ньютоновской нефтью
Приведенные здесь формулы и основные положения опубликованы в работах
Буторина О.И., Лысенко В.Д. [165, 169].
Повышение эффективности разработки месторождений аномальных нефтей
обеспечивается путем повышения градиентов давления в пластах. Это может быть
достигнуто за счет:
— разукрупнения эксплуатационных объектов;
— перехода к более плотным сеткам скважин;
— увеличения перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих
скважин;
— использования горизонтальных скважин;
— проведения обработки призабойных зон скважин как физико-механическими воздей-
ствиями (ГРП, акустические), так и физико-химическим и термическими методами;
— улучшения качества и степени вскрытия пластов в скважинах;
— применения гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения, напри-
мер, смены направления фильтрационных потоков, циклического воздействия и
форсированного отбора;
— применения физико-химических методов повышения нефтеизвлечения путем
закачки в пласт оторочек с загущающими воду добавками и др;
— применения водогазового воздействия на пласты с аномальной нефтью.
Проектирование разработки месторождений нефтей с аномально вязкими свой-
ствами, как и месторождений ньютоновских нефтей, является комплексной задачей.
Геологические особенности строения пласта, его зональная и послойная неоднород-
ность по проницаемости и средняя проницаемость пород оказывают существенное
влияние на дебиты и темп обводнения скважин, на коэффициенты текущей и конеч-
ной нефтеотдачи. Структурно-механические свойства нефтей могут при определен-
ных условиях привести и обычно приводят к резкому ухудшению показателей разра-
ботки нефтяной залежи. В связи с этим для месторождений нефтей с аномально вяз-
кими свойствами особенно важна задача выбора таких вариантов разработки, кото-
рые позволили бы свести к минимуму отрицательное влияние структурно-механи-
ческих свойств пластовых нефтей на эффективность разработки нефтяной залежи.
Установлено, что на разработку залежи нефти с аномально вязкими свойствами
оказывают влияние не только физические свойства нефтей и геологическая характе-
ристика пласта-коллектора, но и такие факторы, как геометрия и плотность сетки сква-
жин, система размещения нагнетательных и добывающих скважин и перепад давле-
ния между их забоями. Влияние всех этих факторов отражается и на экономических
показателях разработки нефтяной залежи, прежде всего, на себестоимости добычи
нефти. С одной стороны, сгущение сетки скважин, увеличение давления нагнетания
воды в пласт и переход к более интенсивным системам заводнения ослабляют отри-
цательное влияние структурно-механических свойств пластовых нефтей на разработку
залежи, а с другой стороны, приводят к увеличению себестоимости добычи нефти и
ухудшению технико-экономических показателей. В связи с этим выбор рационально-
го варианта разработки на месторождениях нефти с аномально вязкими свойствами
является особенно актуальным.
5. Особенности вскрытия пласта, освоения и глушения
скважин на залежах с трудноизвлекаемыми
запасами углеводородного сырья
Опыт разработки месторождений углеводородного сырья показывает, что сохра-
нение естественных продуктивных характеристик скважин тесно связано с качеством
выполнения комплекса технологических операций по их заканчиванию: первичного и
вторичного вскрытия пластов, работ по креплению ствола и освоению. Продуктивный
пласт на всех этапах заканчивания скважин, а также в процессе выполнения ремонтных
и аварийных работ с глушением подвергается негативному воздействию различных тех-
нологических жидкостей [7, 126, 201,222—230, 232].
Предупреждение отрицательных последствий процессов, протекающих на стенке
скважины и в призабойной зоне, является важной научно-практической задачей и зада-
чей сохранения естественной продуктивности коллектора. Вскрытие продуктивных пла-
стов бурением по общепринятой технологии неизбежно сопровождается снижением их
естественной продуктивности. Это обусловлено, прежде всего, проникновением в при-
скважинную зону коллектора фильтрата твердой фазы промывочной жидкости. По раз-
ным источникам глубина проникновения твердой фазы составляет от 3—5 мм до 20 см
и зависит от коллекторских свойств пласта. Фильтрат же проникает на большую глуби-
ну 0,4—1 м или даже до 3—28 метров. По методике ВНИКРнефть при оптимальной тех-
нологии первичного вскрытия пласта глубина проникновения фильтрата не должна пре-
вышать глубину перфорационных каналов при вторичном вскрытии.
Анализ эффективности вскрытия пластов на месторождениях АО «Татнефть»
показал, что это условие часто не соблюдается и, в первую очередь, на залежах терри-
генного девона, находящихся на поздней стадии. В результате неравномерной выра-
ботки запасов в пределах одного горизонта могут находиться пласты с коэффициен-
том аномальности давления от 0,5 до 1,3, расположенные друг от друга в 5—10 метров.
В таких случаях оптимальную репрессию при вскрытии всех продуктивных пластов
обеспечить трудно. Выявлено, что средняя величина статической репрессии при вскры-
тии пластов составила по центральным площадям Ромашкинского месторождения
8,8— 11,6 МПа при допустимом 2,5 мПа. По данным геофизических исследований ряда
опорно-технологических скважин зона кольматации девонских песчаных коллекто-
ров твердой фазой при этих условиях составляет 0,03 м, а фильтратом — около 1,3 м.
Все это позволяет достичь дебита скважины не более 0,30—0,35 от потенциального.
Работы по обеспечению высокого качества вскрытия пластов и заканчивания
скважин охватывает в АО «Татнефть» два направления [148]:
— создание оптимальных рецептур промывочных жидкостей, обеспечивающих со-
хранение коллектора;
— разработка технологий восстановления и повышения фильтрационно-емкостных
свойств коллектора на стадии первичного вторичного вскрытия и освоения скважин.
Успешно проходит промышленное опробование комплексная технология закан-
чивания и освоения скважин, включающая:
— первичное вскрытие продуктивной толщи на полимерных безглинистых или по-
лимерных с химически активной твердой фазой растворах;
— проведение прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины;
— спуск и цементирование эксплуатационной колонны с применением полимер-
цементных составов, обеспечивающих сохранность коллектора;
— вторичное вскрытие пластов и кислотная обработка призабойной зоны.
По данным исследований 80 скважин, законченных по такой технологии, отно-
шение фактического дебита к потенциальному достигает 0,5—0,7.
5.1. Буровые растворы и технологии первичного вскрытия пластов
Основной задачей при вскрытии продуктивных пластов в процессе бурения яв-
ляется сохранение его фильтрационных свойств.
Из изложенного выше следует, что основными причинами ухудшения естествен-
ных коллекторских свойств прискважинной зоны пласта и продуктивности скважин
являются: проникновение в зону твердой фазы промывочной жидкости и ее фильтра-
та, набухание глинистых частиц, образование стойких водонефтяных эмульсий и не-
растворимых солей, развитие гидратационных процессов на поверхностях раздела фаз
и капиллярных концевых эффектов, блокирующих нефть в призабойной зоне и пре-
пятствующих ее продвижению в скважину при вызове притока и последующей эксп-
луатации. Эффект блокировки усиливается в коллекторах с низкими фильтрацион-
ными параметрами.
С учетом этих факторов к буровым растворам для вскрытия продуктивных пла-
стов предъявляются следующие требования:
— фильтрат бурового раствора не должен способствовать набуханию глинистых
частиц, повышению гидрофильности породы и насыщенности пор связанной
водой;
— состав фильтрата должен быть таким, чтобы при проникновении его в пласт не
происходило физического и химического взаимодействия, сопровождаемого об-
разованием нерастворимого осадка;
— твердая фаза бурового раствора по гранулометрическому составу должна соот-
ветствовать структуре порового пространства продуктивного пласта. Во избе-
жание глубокого проникновения твердых частиц в пласт объемное содержание
частиц диаметром, превышающим одну треть диаметра пор, в твердой фазе бу-
рового раствора должно быть не менее 5%;
— поверхностное натяжение на границе «фильтрат-порода» должно быть минимальным;
— показатель фильтрации в забойных условиях должен быть минимальным;
— по степени минерализации и составу фильтрат должен быть близким к пласто-
вым флюидам, а осмотическое давление должно быть минимальным [220].
В мировой и отечественной практике нефтедобычи используется широкий ас-
сортимент промывочных растворов, способствующих улучшению качества первич-
ного вскрытия пласта — глинистых с углеводородной (масляной) основой, полимер-
ных, эмульсионных, с добавками поверхностно-активных и других веществ с мини-
мальным отрицательным воздействием. Важное значение при выборе типа раствора
придается конструкции скважины, созданию минимального противодавления либо деп-
рессии при вскрытии пласта. При выборе технологии вскрытия продуктивных пластов
руководствуются, как правило, классификацией пластов-коллекторов.
К буровым растворам на водной основе относятся растворы на пресной и морс-
кой воде, полимерные недиспергирующие, ингибирующие и соленасыщенные. Раство-
ры на нефтяной основе подразделяются на безводные и инвертные эмульсии. К газо-
образным растворам относятся газы и пены.
Все разработанные рецептуры буровых растворов с идеальными показателями
непременно обладают и отрицательными свойствами, поэтому в каждом конкретном
случае необходимо принимать компромиссное решение. Из всех применяемых видов
наименьшее отрицательное воздействие на продуктивный пласт в процессе его вскры-
тия оказывают растворы на нефтяной основе. Однако жесткие требования охраны
окружающей среды препятствуют их широкому внедрению. В настоящее время за
рубежом широко применяются растворы с использованием двух- и трехатомных по-
лиспиртов полигликолей [245—247].
На месторождениях Татарстана наибольшее распространение получили раство-
ры на водной основе с использованием глин кальциевого типа. Это связано с наличи-
ем в разрезе высокоминерализованных пластовых вод хлоркальциевого типа с общей
степенью минерализации 270 г/л. Такие глинистые растворы имеют повышенную тол-
щину глинистой корки и значение водоотдачи. Это приводит к необратимому блоки-
рованию призабойной зоны продуктивного пласта.
Для исключения этих отрицательных явлений в ТатНИПИнефть разработаны
рецептуры буровых растворов гидрофобизированной глинистой составляющей, ра-
створы с низким содержанием глинистой составляющей и химически активной твер-
дой фазой в качестве утяжелителя, а также растворы на основе пластовых рассолов с
использованием полиспиртов.
Растворы с гидрофобизированной глинистой составляющей представляют со-
бой глинистые суспензии, обработанные углеводородным раствором ПАВ. Количе-
ство углеводородов составляет 10 15% от объема раствора. Гидрофобизация глинис-
той составляющей происходит за счет адсорбции нефти на свободной поверхности
глинистой частицы, образующей пленку нефти, а присутствие ПАВ препятствует раз-
рушению этой пленки в процессе перемешивания. Глинистая корка, полученная из
такого раствора, обладает низкой водопроницаемостью, но высокой проницаемостью
по нефти. На поверхности коллектора образуется барьер, который препятствует про-
никновению воды в призабойную зону скважины. Для разработки буровых растворов
с низким содержанием глинистой составляющей использованы высокомолекулярные
полимеры на основе эфиров целлюлозы со степенью полимеризации более 1000. Ра-
створы содержат в своем составе 8% глинистой фазы. Плотность таких растворов мож-
но химически активным компонентом на основе карбонатных утяжителей довести до
1350 кг/м3. Количество карбонатных утяжелителей в составе раствора, в зависимости
от плотности, составляет 20 -90% (табл 5.1).
Таблица 5.1
Регулирование плотности буровых растворов
добавкой химически активных компонентов
Плотность,кг/м' Содержание твердой фазы, % мас./обьем Содержание химически активной твердой фазы, %
исходной глинистой суспензии раствора общее глина мел, карбонат- ный утяжелитель
1020 1030 5 4 1 20
1020-1030 1050 8 4-4,9 4-3,1 50-37,5
1020-1040 1100 16 4-6,5 12-9,5 75-60
1030-1050 1150 24,4 4,9-8,1 19,5-16,3 80-67
1030-1060 1200 32,5 4,9-9,75 27,6-22,7 85-70
1030-1070 1250 40,6 4,9-11,4 35,7-29,2 88-72
1030-1080 1300 48,8 4,9-13,0 43,9-35,8 90-73
1030-1090 1350 56,8 4,9-14,6 51,1-41,4 90-73
Применение таких растворов при вскрытии продуктивных пластов максималь-
но сохраняет его коллекторские свойства благодаря низкому содержанию глинистой
составляющей и созданию на стенках скважины легко удаляемой фильтрационной
корки с использованием растворов неорганических кислот.
Для предупреждения набухания глинистых компонентов пород при взаимодей-
ствии с фильтратом бурового раствора и химического взаимодействия, сопровождае-
мого образованием осадка в порах пласта, разработана рецептура бурового раствора
на основе минерализованных вод. В качестве водной фазы использована минерализо-
ванная пластовая вода плотностью 1180 кг/м3, обработанная полимером-оксиэтил-
целлюлозой. В качестве структурообразователя использованы полиспирты. Получен-
ный раствор обладает регулируемой вязкостью и низкой фильтроотдачей — 6 см3/30
мин. Приготовление такого раствора не вызывает технологической трудности.
Использование упомянутых рецептур бурового раствора при вскрытии продук-
тивных пластов позволяет свести к минимуму ухудшение коллекторских свойств по-
род и облегчает вызов притока нефти из пласта.
В ТатНИПИнефть разработана технология заканчивания скважин, направлен-
ная не только на сохранение коллекторских свойств, но и обеспечивающая при пер-
вичном вскрытии подготовку продуктивных пластов к кислотным обработкам. Тех-
нология включает выполнение следующих операций:
— формирование высокопроницаемой призабойной зоны проведением взрывных
работ в открытом стволе скважин перед их креплением в среде полимерных ра-
створов с химически активной твердой фазой;
— проведение кислотных обработок призабойной зоны на стадии освоения.
Известно, что проницаемость трещин значительно выше, чем у поровых кана-
лов. При наличии в блоке порода трещин с раскрываемостью 0,2 мм дебит жидкости
выше в 600 раз по сравнению с фильтрацией через этот же блок без трещин, но порами
размером 0,2 мм. Для создания трещин в горной породе, не смыкающихся полностью
из-за остаточной деформации, применяют кумулятивные перфораторы и шашечные
торпеды. Процессы, сопутствующие кумулятивной перфорации в эксплутационной
колонне, достаточно известны. Можно предположить, что проведение прострелочно-
взрывных работ в необсаженном стволе скважин приведет к значительным измене-
ниям структуры коллекторов в прискважинной зоне.
Использование при перфорации раствора с химически активным утяжелителем
позволяет предотвратить смыкание пор и трещин, образующихся в процессе взрыва,
за счет проникновения карбонатного утяжелителя.
Кроме того, в процессе взрыва по всей толщине пласта формируется сеть искусст-
венных трещин, заполненных химически активным утяжелителем. Это предотвращает
загрязнение пласта при последующем цементировании эксплутационной колонны.
Промысловые испытания технологии проведены на 18 скважинах, вскрывших
карбонатные отложения башкирского горизонта на двух скважинах, турнейского яру-
са — на восьми, а также терригенные отложения бобриковского горизонта — на четы-
рех и пашийского горизонта — на четырех скважинах. В зависимости от структурно-
механических свойств коллекторов и горно-геологических условий для различных
эксплуатационных объектов подобраны типоразмеры прострелочно-взрывной аппа-
ратуры, обеспечивающей максимальную эффективность воздействия при сохранении
номинального диаметра ствола скважины корпусные и бескорпусные перфораторы
ПК-103, ПК-105, ПКС-80 различной мощности, а также шашечные торпеды ТП1Т-50,
ТШТ-65. Для оценки состояния призабойной зоны и определения потенциальной
продуктивности на десяти скважинах до и после прострелочно-взрывных работ выпол-
нен расширенный комплекс геофизических исследований разноглубинными метода-
ми. На двух скважинах проведены исследования пластоиспытателями на трубах КИИ-
146 и КИИ-95. Для подтверждения результатов исследований на пяти скважинах ото-
бран керн и проведено изучение его фильтрационно-емкостных свойств.
Результаты промысловых испытаний подтвердили правильность выбранных тех-
нологических решений. В интервале воздействия эффективная пористость призабой-
ной зоны увеличивается в 1,2—1,5 раза. Это можно интерпретировать как увеличение
проницаемости пород в 2—3 раза. Глубина разуплотненной зоны достигает 1,0—1,5 м,
что соизмеримо с размерами зоны проникновения при первичном вскрытии. По дан-
ным исследований пластоиспытателями на трубах гидродинамические параметры
пласта увеличиваются до 50%. Это подтверждается результатами геофизических ис-
следований. Улучшенные гидродинамические параметры призабойной зоны сохраня-
ются и после крепления и вторичного вскрытия. Создание искусственной высокопро-
ницаемой призабойной зоны обеспечивает благоприятные предпосылки для прове-
дения направленных кислотных обработок.
С целью повышения качества и сокращения цикла строительства скважин в Баш-
кортостане разработана комплексная технология заканчивания скважин с примене-
нием полимерных и пенообразующих растворителей, эффективность которой возра-
стает в залежах с повышенной и высокой вязкостью нефти.
Основные преимущества полимерных растворов по сравнению с глинистыми:
— отсутствие в исходном растворе твердой фазы, регулируемая плотность, повы-
шенная смазочная способность. Это способствует снижению кольматации кол-
лекторов, улучшению работы забойных двигателей, долот, увеличению скорос-
ти бурения;
— высокие ингибирующие свойства, обуславливающие устойчивость стенок сква-
жины и предупреждение осложнений;
— ускоренное восстановление нефтепроницаемости пород в зоне проникновения
фильтрата бурового раствора.
Системная технология применения полимерных растворов заключается в исполь-
зовании однотипных полимерных растворов без твердой фазы на всех этапах закан-
чивания скважин, от первичного вскрытия бурением, перфорацией и до освоения сква-
жины. Полимерная перфорационная среда закачивается в эксплуатационную колон-
ну в составе продавочной жидкости при цементировании скважин. Кроме того, в тех-
ническую воду, закачиваемую в колонну после полимерного раствора, вводится ПАВ
в качестве пенообразователя. Освоение скважины производится компрессированием
без промежуточной промывки.
Составы полимерных растворов на основе полиакриламида и карбоксил-метил-
целлюлозы (КМЦ) отличаются друг от друга видом и количеством вводимых компо-
нентов. В качестве добавок используются соли алюминия, натрия, кальция, фосфаты
щелочных металлов. Водоотдача таких растворов, по данным исследования на ВМ-6,
составляют 5—10 см3 за 30 мин.
Испытания технологии с применением полимерных растворов на основе КМЦ
проведены на Куакбашской площади. Результаты испытания сопоставлены с парамет-
рами скважин, при вскрытии которых применялся глинистый раствор. Установлено,
что календарное время вскрытия продуктивных пластов по предлагаемой технологии
сократилось почти в два раза - от 83 до 46 часов, а продолжительность освоения —
на 2,6 суток. Для сравнения в качестве перфорационной среды использовалась вода [7].
Эффективность применения этой технологии оказывается высокой на залежах с
повышенной и высокой вязкостью нефти. Так, например, результаты анализа продук-
тивности 99 скважин Николо-Березовской и Вятской площадей Арланского место-
рождения, пробуренных на глинистом растворе, и 37 скважин тех же площадей, про-
буренных на полимерном растворе, показали, что средний дебит нефти на скважинах
с применением полимерных растворов в 1,1—2,2 раза выше, чем на скважинах с при-
менением глинистых растворов.
Первичное вскрытие пластов со значениями пластового давления выше гидро-
статического производится с применением буровых растворов, содержащих в составе
кислоторастворимые компоненты либо гидрофобизирующие ПАВ. Карбонатный утя-
желитель, закупоривающий устье пор и трещин подвергается в дальнейшем кислот-
ному разрушению, а П АВ-гидрофобизатор снижает поверхностное натяжение фильт-
рата. Фильтрат бурового раствора с такими свойствами легко вытесняется из пласта
на стадии его освоения. Многими исследователями доказано, что применение таких
буровых растворов на Арланской площади Башкортостана в отличие от базовых гли-
нистых растворов с баритом повышает удельный дебит нефти в среднем на 18—23% и
снижает обводненность продукции на 7—11%.
В Татарстане в промышленном масштабе применяется технология заканчива-
ния скважин в терригенных отложениях. Она обеспечивает повышение добывающих
возможностей скважин при вводе их из бурения в эксплуатацию. Сущность техноло-
гии заключается в комплексном воздействии на процессы, протекающие в призабой-
ной зоне пласта при бурении, разобщении и вызове притока. Технология предусмат-
ривает бурение интервала продуктивных отложений с применением раствора на вод-
ной основе с регламентированным показателем фильтрации, разобщение продуктив-
ных пластов тампонажным раствором с низкой водоотдачей, перфорацию колонны с
последующим восстановлением фазовой проницаемости приствольной зоны коллек-
тора с применением растворов ПАВ в углеводородных жидкостях (ТЖУ-1).
Новая технология по сравнению с обычной технологией вскрытия пластов по-
зволяет повысить продуктивность скважин и сократить сроки их освоения.
В последнее время на промыслах Татарстана испытана и внедряется технология,
представляющая собой комплекс технологических операций, включающих бурение
интервала продуктивных отложений с применением растворов на водной основе, пер-
форацию в среде раствора ПАВ и работы по интенсификации вызова притока с ис-
пользованием растворов неионогенных масло- и водорастворимых ПАВ в углеводо-
родных жидкостях (ТЖУ-2).
В качестве перфорационных сред используются различные типы буровых раство-
ров, обработанных 0,5—1,0-процентным раствором неионогенных ПАВ, а также ТЖУ-1,
ТЖУ-2 и водными растворами ПАВ.
Интенсификация вызова притока нефти осуществляется импульсным воздей-
ствием ТЖУ-2 на зону проникновения водного фильтрата [8].
Вскрытие пласта на равновесие и депрессию. В последние годы получила
развитие тенденция вскрытия продуктивных пластов с регулируемым притоком жид-
кости на забое. Такая технология рекомендована для пластов с забойным давлением
ниже гидростатического. Успешное применение технологии предполагает приток
жидкости в скважину 3—10 м3/сутки. Внедрение этой технологии улучшает показа-
тели бурения и облегчает освоение скважины [239].
Бурение в режиме притока является в АО «Татнефть» новым, одним из наиболее
прогрессивных и высокоэффективных способов вскрытия пластов. Сущность этого спо-
соба состоит в том, что при определенных условиях вместе с буровым раствором или
отдельно для очистки забоя и удаления выбуренной породы из скважины, а также для
охлаждения породоразрушающего инструмента используются газообразные агенты.
Выбору района для внедрения метода бурения скважин с использованием
аэрированной жидкости должно предшествовать тщательное изучение литологии и
стратиграфии месторождений. Знание геологического строения выбранного
месторождения позволяет судить о характере горных пород, слагающих разрез, об
устойчивости пород и склонности их к разрушению. Все это, в свою очередь, во мно-
гом определяет возможность использования метода бурения в режиме притока
применительно к конкретным условиям выбираемого месторождения. В качестве
рабочих агентов используют в зависимости от условий бурения газ (воздух) или газо-
жидкостные смеси с различным соотношением фаз. Различают бурение с продувкой
воздухом (газом), пеной и аэрированной жидкостью.
На нефтяных месторождениях Татарстана применяют газожидкостные системы.
Пены или аэрированные жидкости применимы в разрезах с неперекрытыми водонос-
ными пластами, зонами проявлений и поглощений, а также при вскрытии
продуктивных горизонтов. Бурение аэрированной жидкостью предъявляет наимень-
шие требования к разрезу пород [217 2191.
Аэрацию жидкости в циркуляционной системе буровой установки можно осуще-
ствлять двумя путями: с помощью химической обработки и механическим способом.
Аэрация промывочной жидкости позволяет в широких пределах регулировать
удельный вес от 100 кг/мл до 1000 кг/м3 и тем самым снижать или увеличивать гидро-
статическое давление на забой.
Повышение эффективности работы долота на забое при бурении с промывкой
аэрированной жидкостью объясняется главным образом снижением аэрогидродинами-
ческого давления столба смеси на забой и улучшения очистки его от выбуренной поро-
ды из-за присутствия воздуха в потоке поступающей на забой аэрированной жидкости.
Эффективность применения аэрированной жидкости при бурении оказывается
высокой, если обеспечивается непрерывное и равномерное поступление пузырьков
воздуха в высокодиспергированном состоянии в составе газожидкостной смеси
непосредственно на забой. Диспергирование пузырьков воздуха в жидкости необхо-
димо для предупреждения образования в циркуляционной системе воздушных пробок,
для снижения аэродинамических сопротивлений и при турбинном способе бурения
для улучшения работы турбобура.
Одним из основных критериев при разработке систем буровых растворов для осу-
ществления технологии бурения нефтяных скважин в режиме депрессии на
месторождениях Татарстана было создание системы с минимально возможной плотно-
стью, обладающей при этом регламентируемыми технологическими параметрами.
Применение газожидкостной смеси на основе водного раствора ПАВ может в отдель-
ных случаях не обеспечить устойчивость горных пород, склонных к обвалообразованиям.
Глинистые растворы из комовых глин Биклянского карьера, широко при-
меняемые в АО «Татнефть», имеют минимальную плотность 1160 кг/м3. Снижение
содержания глинистой фазы и плотности приводит к потере структурно-механичес-
ких свойств. При бурении в режиме депрессии в результате попадания в глинистый
раствор пластовых вод хлоркальциевого типа происходит ухудшение его качества
вплоть до коагуляции. Это значительно осложняет дальнейшую проводку скважины.
Создание буровых растворов с низким содержанием твердой фазы возможно
путем замены основного структурообразователя глинистой составляющей на
акриловые полимеры.
В качестве структурообразователей и стабилизаторов исследованы полиакрил-
амиды (ПАА) марок MCY, Accotrol, Dk-drill, Cydril, DKS, Gypan японского произ-
водства. Показатели качества акриловых полимеров приведены в табл. 5. 2.
Таблица 5.2
Показатели качества акриловых полимеров
Фирма Марка полимера Тип полимера Содержание основного вещества, % Молеку- лярная масса Ионный характер
Dk-drill Al полиакрил- амид 95 5-10° (мм) Анионик
ITOCHU Accotrol полиакрил- амид — 1210° (мм) Анионик
DKS OPR-F40 NT полиакрил- амид св. 90 19406 (мм) Анионик
CYTEC Cydril полиакрил- амид 90 1510°(мм) Анионик
Cyran полиакрил- амид-NA 90 0,4106(мм) Анионик
Исходная глинистая суспензия готовится из комовой биклянской глины и обра-
батывается кальцинированной содой (NA2CO3). Гидролиз полиакриламида осуществ-
лялся кремнийорганической жидкостью ГКЖ-10. Для регулирования технологических
параметров полимерных систем использованы карбоксиметилцеллюлоза, нитрилтри-
метилфосфоновая кислота, добавка смазывающая буровая (Д СБ-4ТТ). В качестве ком-
плексообразователя применялась соль трехвалетного металла — сернокислый алюми-
ний A12(SOJ3. Солестойкость определялась путем ввода пластовой девонской воды.
В результате лабораторных исследований установлено, что наиболее полно со-
ответствует требованиям, предъявляемым к структурообразователям для приготов-
ления полимерных растворов, полиакриламид Dk-drill Al фирмы ITOCHU. Реагент
обеспечивает структурно-механические свойства бурового раствора, приготовленно-
го как на основе пресной, так и морской воды. При применении полимера Dk-drill Al
достигается высокая степень снижения фильтрации раствора. Наилучшие результа-
ты оказываются при совместном применении с комплексообразователем, например,
сернокислым алюминием A12(SOJ3. Для приготовления полимерглинистых раство-
ров в качестве резервных полиакриламидов случае отсутствия реагента Dk-drill Al
возможно применение Cydril-4000, MCY и Accotrol. Полиакриламид марки DKS ORP-
F40NT рекомендуется для приготовления безглинистых полимерных растворов вслед-
ствие высокой флокулирующей способности.
Все разработанные системы полимерных растворов содержат минимальное ко-
личество твердой фазы — от 0 до 5% объема.
Для приготовления безглинистых полимерсолевых растворов использовалась
Tylose ЕНМ, которая относится к классу оксиэтилцеллюлозы и предназначена для
снижения показателя фильтрации пресных, слабоминерализованных и минерализо-
ванных буровых растворов. Tylose ЕНМ совместима со слабогидролизованным ПАА
и эффективно снижает показатель фильтрации при их комплексном применении.
Для приготовления газожидкостной смеси использовался водный раствор повер-
хностно-активных веществ. При применении газожидкостных смесей наводной основе
расход воздуха составляет 3 м3/мин, на основе полимерного раствора плотностью
1060 кг/м3 — 5 м3/мин, а на основе бурового раствора плотностью 1100 кг/м3 — 7 м3/мин.
5.2. Тампонажные работы и вторичное вскрытие продуктивных пластов
Важную роль в сохранении естественной продуктивности скважин играет успеш-
ный выбор тампонажных материалов и технологии проведения тампонажных работ, а
также метода вторичного вскрытия пласта [8, 222, 225, 226, 230, 232.].
Анализ зарубежной и отечественной практики показывает, что во многих случа-
ях наибольшее отрицательное воздействие на пласт создается при первичном цемен-
тировании эксплуатационной колонны по следующим причинам:
— проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы тампонирующей смеси;
— механическое и физико-химическое взаимодействие пород пласта и насыщаю-
щих его флюидов с фильтратом и твердой фазой тампонирующей смеси;
— механическое и физико-химического взаимодействия фильтрата и твердой фазы
технологических жидкостей, проникших в пласт, с фильтратом и твердой фазой
тампонирующих смесей.
Состояние продуктивных характеристик скважин зависит от состава и свойств
пород и от строения пласта, от продолжительности контакта тампонирующей смеси с
продуктивным пластом, от объемов и глубины проникновения фильтрата и твердой
фазы в пласт и перепада давления на пласт в процессе цементирования. Поэтому при
выборе тампонирующих смесей и обосновании техники и технологии цементирова-
ния эксплуатационных колон следует заботиться не только о надежном разобщении
пластов, но и о сохранении коллекторских свойств продуктивных пластов. Такая за-
дача может быть решена в следующих направлениях:
— вскрытие продуктивного пласта после спуска эксплуатационной колонны до
кровли и ее цементирование;
— подготовка ствола скважины, в том числе и интервала продуктивного пласта, пе-
ред цементированием или в процессе цементирования с применением буферных
жидкостей и управляемой кольматации для ограничения объемов поступающего
в пласт фильтрата и твердой среды тампонирующих смесей;
— снижение перепада давления на продуктивный пласт при цементировании путем
регулирования состава и свойств тампонирующей смеси, показателя фильтрации,
путем управления в пласте физико-химическими процессами и их последствиями;
— обоснование способа и технологии цементирования, позволяющего ограничить
перепад давления на продуктивный пласт;
— применение для селективной изоляции пласта устройств, исключающих контакт
цементного раствора с продуктивным пластом;
— обоснование на стадии проектирования состава и свойств всех технологических
жидкостей и тампонажного раствора, компоненты которых могут потенциально
оказаться в продуктивном пласте, и предупреждение их отрицательного влия-
ния на коллекторские свойства пород;
— обоснование метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, обеспечиваю-
щего вскрытие зоны резкого снижения проницаемости продуктивного пласта.
Для создания гидродинамической связи между пластом и обсаженной скважиной
в последние годы все чаще используется бесперфораторное вскрытие с применением
фильтров с кислоторастворимыми и полыми заглушками, иногда — гидропескоструй-
ная перфорация. Перфорация должна проводиться в условиях, исключающих проник-
новению в пласт фильтрата и промывочной жидкости. Установлено, что при примене-
нии кумулятивных перфораторов (например, ПК-103) диаметр перфорационных от-
верстий в породе не превышает 2—3 мм, а длина 10—20 мм. В результате при плотности
перфорации 20 отв/м поверхность фильтрации составляет 4—6% площади поверхнос-
ти фильтрации пласта, вскрытого в скважине, а при плотности 50 отв/м — 16% [220.
221]. В то же время перфорация сопровождается резким повышением давления. Это
создает ударные нагрузки на колонну и цементное кольцо. В результате в трубах и
цементном камне часто происходят необратимые изменения — разрушение труб, взду-
тия и образования трещин. Вследствие перфорации диаметр колонны увеличивается
на 10—15 мм с образованием трещин раскрываемостью до 10 мм и длиной до 1500 мм
в интервале вскрытия. Причем микротрещины распространены практически по все-
му интервалу перфорации [221].
С целью увеличения безводного периода эксплуатации, сокращения сроков и
совершенства строительства скважин учеными ТатНИПИнефть совместно со специ-
алистами АО «Татнефть» разработана технология бесперфораторного вскрытия пла-
ста. Сущность его заключается в том, что в скважину на обсадной колонне против
интервала перфорации спускается фильтр с магниевыми заглушками, перекрываю-
щими фильтрационные отверстия. Одновременно в скважину спускается обсадный
разобщитель внутренний (ОРВ), состоящий из внутренней и наружной труб. В меж-
трубном пространстве ОРВ находится воздух. Разобщитель служит для защиты от
воздействий на колонну при ее опрессовке. Фильтр в комплексе с разобщителем яв-
ляется составным элементом эксплуатационной колонны, соединение с нижней час-
тью которой производится при помощи патрубка. После заливки колонны и ожида-
ния затвердения цемента заглушку растворяют соляной кислотой, закачанной через
насосно-компрессорные трубы. При этом с пластом устанавливается связь и проис-
ходит приток жидкости в колонну. Отсутствие взрывной волны позволяет сохранить
цементное кольцо.
Эффект от использования бесперфораторного способа вскрытия продуктивных
пластов можно повысить с помощью добавок в соляную кислоту водорастворимого
ПАВ, объемная доля которого составляет 0,5% объема кислоты. При этом происходит
восстановление проницаемости призабойной зоны, ухудшенной из-за фильтрата бу-
рового раствора. В результате сокращается продолжительность освоения скважины и
увеличивается продуктивность скважины.
Бесперфораторное вскрытие с использованием фильтров с магниевыми заглуш-
ками обеспечивается при давлениях 15 МПа. Лучшие результаты достигаются при
увеличении продолжительности реакции с кислотой до 24 часов, когда на большин-
стве скважин обеспечивается вскрытие пласта под давлением гидростатического стол-
ба жидкости. Разрушение цементного камня достигается воздушным компрессором
УКП-80 перед освоением.
Метод внедрен в 1610 скважинах. В 60% случаев он применялся для вскрытия
пластов с подошвенной водой. В остальных случаях между нефтеносными и водонос-
ными пластами имелись непроницаемые разделы толщиной 0,8—4,0м, редко 5,0—6,0 м.
В последнем случае оборудование использовалось для вскрытия пластов в наклонно-
направленных скважинах с большим (800—900м) отклонением забоя от вертикали.
Эффективность бесперфораторного вскрытия определялась путем сопоставле-
ния ее с соседними базовыми скважинами с аналогичной характеристикой разреза.
Анализ, проведенный Габдуллиным Р.В. (ТатНИПИнефть), показал, что при беспер-
фораторном вскрытии начальный среднесуточный дебит скважин в среднем вдвое
больше, безводный период эксплуатации — в 3—4 раза. Добыча воды в первый год
эксплуатации меньше в 11 раз [8].
Одним из преимуществ бесперфораторного метода заключается в том, что вскры-
тие пласта происходит при смонтированном на скважине подземном и наземном обору-
довании. Это позволяет без осложнений вскрывать высоко- или низконапорные пласты.
Метод имеет и недостатки. Отверстия в фильтре диаметром 16 мм заранее раз-
мещены в среднем с плотностью по два отверстия на одном погонном метре. В связи с
этим тонкослоистые неоднородные пласты могут оказаться невскрытыми. Кроме того,
требуется каротаж для привязки и надежной установки фильтра на заданной глуби-
не. С учетом этого в АО «Татнефть» и АНК «Башнефть» испытываются и внедряются
другие методы вторичного вскрытия пластов. Перспективным является метод свер-
ления эксплуатационной колонны перфоратором ПС-112 конструкции ВНИИГИС,
модифицированным сверлящим керноотборником СКМ 8—9. При применении ПС-
112 просверленные отверстия имеют постоянный диаметр 35 мм и не загрязняются,
как это имеет место при кумулятивной перфорации. Обычно сверлят до 10—20 отвер-
стий на один погонный метр. На месторождениях Татарстана и Башкортостана этот
метод следует применять в первую очередь в продуктивных отложениях с подошвен-
ной водой при небольшой нефтенасыщенной толщине до 2—3 м с расширением мас-
штаба их внедрения на залежах повышенной и высоковязкой нефти по мере увеличе-
ния поставок этих перфораторов.
Всего сверлящими перфораторами по состоянию на 1 января 1996 вскрыто более
2000 скважин на месторождениях Татарстана, Башкортостана и Западной Сибири.
Оценка качества вскрытия, кумулятивной перфорацией и сверлящими перфо-
раторами произведена по группам скважин, сопоставимых по основным геолого-тех-
ническим параметрам, а именно:
— сравнимость продолжительности цикла бурения, сроков между окончанием бу-
рения, вскрытием и освоением в скважинах-аналогах;
— идентичность объектов испытания по коллекторским свойствам, когда значения
пористости и проницаемости пород близки по величине или относятся к одной
категории по принятой классификации;
— схожесть по гидродинамическим и технологическим показателям, то есть с уче-
том степени выработки объектов, обводненности продукции, пластового и за-
бойного давлений;
— нефтенасыщенность сравниваемых объектов не отличается более чем на 10—15%.
В связи с тем, что проницаемость и продуктивность одного и того же горизонта
могут существенно отличаться, для анализа и обобщения данных по сопоставляемым
группам скважин использованы величины среднеарифметических (средневзвешен-
ных) значений удельного дебита и удельного коэффициента продуктивности первого
года их эксплуатации.
С учетом сформулированных выше условий на месторождениях АО «Татнефть»
сопоставлено 109 скважин, вскрытых ПС-112, и 184 скважины, вскрытые кумулятив-
ной перфорацией. Выявлено, что эффективность по коэффициенту удельной продук-
тивности по нефти при вскрытии пластов сверлящими перфораторами в 1,91 раза выше,
чем при вскрытии кумулятивными перфораторами, а обводненность продукции ниже
на 13—57%. При применении сверлящих перфораторов обеспечивается высокая сте-
пень сохранности элементов крепления скважин в продуктивной зоне. Использование
сверлящих перфораторов позволяет вовлекать в эксплуатацию объекты в сложных гео-
лого-технических условиях: залежей высоковязких нефтей с низкой продуктивностью
и малой толщиной, залежей с пластами, близко контактирующими с подошвенной во-
дой, объекты с некачественным цементным кольцом, где продуктивные пласты разде-
лены от водоносной части залежи тонкой неустойчивой перемычкой, а также объекты,
представленные чередованием проницаемых и уплотненных пропластков.
При толщине перемычек между смежными водоносными и нефтеносными плас-
тами свыше 3—10 м и надежном их разобщении на месторождениях Башкортостана
применяются специальные устройства УСИП-146/216, разработанные учеными Баш-
НИПИнефть и специалистами ОЦБПО и АНК «Башнефть» (рис. 5.1).
Технология цементирования эксплуатационной колонны заключается в следующем:
после промывки колонны с запакерованным устройством готовят цементный раствор, а
затем нагнетают его в обсадную колонну. Цементный раствор, проходя через башмак ко-
лонны и отверстия в нижнем пакерующем узле, попадает в пространство между стенками
скважины и обсадной колонной, минуя нефтеносную часть пласта.
Первое промышленное испытание технологии проведено в 1988 году на скв. 2221
Стахановской площади. В дальнейшем испытания продолжены в трех скважинах Го-
родецкого и Яновского месторождений.
Продуктивные пласты этих месторождений представлены карбонатными кол-
лекторами, вскрытие которых производилось на глинистом растворе. Из-за наличия
пластов, склонных к обвалообразованию, вскрывать здесь пласты аэрированной во-
дой или пеной не представляется возможным. Работоспособность специального кла-
пана максимального давления УСИП-1 —146/216 проверена с помощью цементиро-
вочного агрегата. Давление среза седла клапана соответствовало расчетному 10 МПа.
Процесс цементирования колонн проходил без заметного по сравнению с серий-
ной технологией повышения давления и без осложнений. Во всех трех скважинах при-
менялось двухстадийное цементирование. Во второй стадии с устья в заколонном
пространстве закачивался цементный раствор. В качестве контрольных (базы сравне-
ния) выбраны скважины, работающие на тех же площадях и эксплуатирующие те же
пласты, что и в опытных.
Предварительные результаты применения разработанной технологии цементи-
рования эксплуатационных колонн показали, что коэффициент продуктивности в
опытных скважинах выше, чем в контрольных (серийных) в среднем в 2,6 раза [226].
Следует отметить, что на скв. 506 Городецкой площади продуктивный пласт, по
данным геофизических исследований, не представляет интереса для испытания При
бурении он вскрыт глинистым раствором высокой степени осолоненности. Несмотря
на это, получен положительный результат [7].
Авторами [228] предлагается применение новых технологий и технологических
средств: селективной компановки (ТСК) эксплуатационных колонн без цементиро-
вания нефтенасыщенной части пласта, а также компановки колонны модульными от-
секателями, пакермуфтами и заливочными устройствами. В числе последних:
— ТСК-2, предусматривающая бесперфораторное вскрытие пласта с применением
растворимых в кислоте магниевых заглушек при фиксированном заранее задан-
ном межпакерном расстоянии от 3 м до 8 м. Для осуществления технологии при-
меняется устройство УСИП 4М-146/216. Преимущества технологии: простота
реализации, не требующая сборки на буровой;
Схема компоновки низа колонны с УСИП-1 -146/216
Рис. 5.1
а) при промывке колонны после пакеровки УСИП-1 -146/216;
б) после продавки тампонажного раствора в затрубное простанство;
1 - эксплуатационная колонна диаметром 146 мм;
2 - седло клапана максимального давления;
3 - шайба-ловитель;
4 - стандартный обратный клапан ЦКОД;
5 - башмак колонны;
6 - сбрасываемый шар;
7 - продавочная пробка;
8 - корпус блока-отсекателя;
9 - тампонажный (цементный) раствор;
10 - пакерующий резиновый элемент
— ТСК-4, предусматривающая бесперфораторное вскрытие пласта, как в ТСК-2,
регулирование межпакерного расстояния в зависимости от толщины пласта спе-
циальными муфтовыми устройствами. Технологию рекомендуется использовать
при толщине нефтеносной части пластов от 3 м до 20м. Применяется устройство
МОП-146—230;
— ТСК-5 и ТСК-6, предусматривающие бесперфораторное вскрытие пластов с по-
мощью растворимых магниевых заглушек или с применением сверлящих пер-
фораторов типа ПС-112 при толщине пластов от 2 м до 100м. В ТСК-6 предус-
матривается задавливание цементного раствора в водоносные пласты, располо-
женные ниже нефтеносного или в подошвенную водоносную часть пласта.
Опыт эксплуатации скважин на некоторых залежах нефти Урало-Поволжья по-
казал возможность применения забоя с открытым стволом при определенных геоло-
го-физических условиях — высоких значениях нефтенасыщенной толщины и доста-
точной прочности и твердости пород [29, 30, 222, 224].
Геолого-технические условия применения перечисленных выше новых техноло-
гий и технических средств заканчивания скважин при вскрытии пластов представле-
ны в табл. 5.3.
На залежах Башкортостана для вторичного вскрытия продуктивного пласта в
качестве перфорационной жидкости предложены и используются рецептуры из вод-
ного раствора минеральных солей или пластовая вода с добавкой гидрофобизирую-
щего ПАВ. Промысловые испытания на опытных скважинах и скважинах-аналогах
свидетельствуют об эффективности применения новых перфорационных сред.
5.3. Освоение скважин
При освоении нефтяных скважин применяется дренирование призабойной зоны,
закачка поверхностно-активных веществ, кислотные обработки, гидравлический раз-
рыв пластов, торпедирование, термические методы воздействия.
По механизму и характеру воздействия на пласт эти методы можно разделить на
две группы, направленные, во-первых, на восстановление естественной проницаемо-
сти призабойной зоны, например, дренирование и закачка ПАВ, и, во-вторых, на уве-
личение проницаемости призабойной зоны путем гидравлического разрыва пласта,
кислотных обработок и т. д.
Каждый из методов наряду с положительным эффектом оказывает и отрицатель-
ное действие на призабойную зону. Так, например, при дренировании депрессия на
пласт повышается за счет снижения забойного давления. Однако повышение депрес-
сии не всегда сопровождается увеличением притока жидкости из пласта. При высо-
кой депрессии увеличивается разность между вертикальным горным давлением и дав-
лением в призабойной зоне. Это способствует сжатию пласта, сужению пор и затруд-
няет приток жидкости. На месторождениях Татарстана при освоении скважин на за-
лежах с трудноизвлекаемыми запасами эффективной является обработка призабой-
ной зоны углеводородными растворами ПАВ и кислотные обработки.
Эффективность обработки призабойной зоны растворами на углеводородной ос-
нове на стадии освоения скважин объясняется тем, что при первичном вскрытии плас-
та на глинистом растворе в призабойную зону проникает фильтрат и твердые частицы.
В окрестности скважины образуется зона с повышенной водонасыщенностью. При вы-
зове притока часть фильтрата глинистого раствора остается в пористой среде и прочно
удерживается капиллярными силами. Распределение остаточной водонасыщенности
Таблица 5.3
Геолого-технические условия применения новых технологий и технических средств заканчивания скважин
при вторичном вскрытии пластов
Глава 5
Технология и технические средства Геолого-технические условия применения Преимущества по сравнению с кумулятивной перфорацией (ПК) Количественные по- казатели преиму- щества применения технологии и технических средств Недостатки технологии
1 2 3 4 5
1 .Одновременный спуск фильтра с магниевыми заглуш- ками ОРВ (обсадной разобщитель внутренний)с последующим растворением заглушек соляной кислотой с добавкой 0,5 % водо- растворимого ПАВ 1. На залежах нефти с терригенными коллекторами и с подошвенной водой; 2. В водонефтяных зонах при нали- чии не проницаемых перемычек тол- щиной 0,8 -4,0 м; 3. В наклонно-направленных сква- жинах с большим отклонением забоя 800 -900 м от верикали; 4. Вскрытие осуществляется при спущенных колоннах НКТ и установ- ленной на скважине устьевой арматуре. 1. Предотвращение нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной; 2. Сокращение отбора подошвен- ной и промежуточной пластовой воды; 3. Вскрытие без осложнений высоконапорных и низконапор- ных пластов и пропластков. Повышение началь- ного дебита нефти в два раза, безводного периода эксплуатации - в 3 -4 раза, снижение отбора воды в первый год эксплуатации — в И раз 1. Неполный охват вскрытием тонко- слоистых неоднородных пластов; 2. Малый размер пер- форационных отверстий.
2. Применение свер- лящего перфоратора ПС-112 конструк- ции ВНИИГИС мо- дификации СКМ 8- Экерноотборника 1. Нефтенасыщенные пласты с тол- щиной 1,5— 2 м в терригенных отложе- ниях, тонкие неустойчивые перемыч- ки до 3 м между нефте- и водо- носными частями пласта, наличие подошвенной воды; 2. Некачественный тампонаж экс- плуатационной колонны; 3. Залежи с карбонат ными кол- лекторами; 4. Объекты, содержащие высоковяз- кие нефти. 1. Избирательность вскрытия продуктивных пластов, зале- гающих на разных глубинах; 2. Исключение нарушений в це- ментном кольце и снижение темпов обводнения извлекаемой продукции; 3. Уменьшение экологической опасности благодаря сокращению или прекращению перетока пластовых вод; 4. Большая глубина проникнове- 1. За первый год экс- плуатации скважины прирост удельной продуктивности в 1,91 раза; 2. Обводненность продукции ниже на13—57%. 1. Высокая расчлененность пласта плотными и непро- ницаемыми прослоями толщиной до 10 м, прерывистость и линзовидность кол- лекторов, гнездообразное расположение каверн; 2. Более длительный пе- риод проведения работ по сравнению с кумулятив- ной перфорацией.
Продолжение таблицы 53
1 2 3 4 5
3. Крепление эксплуа- тационной колонны без цементирования нефтеносной части пласта с применением специального устройства УСИП 146/216 1. Нефтенасыщенная толщина пласта 2—6 м; 2. Наличие непроницаемых и плотных перемычек толщиной свыше 3—5 м между нефтеносными и водоносными пластами; 3. Суммарная протяженность вер- тикальных трещин по разрезу за- лежи не превышает толщину неф- тенасыщен ной части и непрони- цаемых перемычек. 1. Повышение продуктивности или приемистости скважин при надежном разобщении смежных (выше или нижележащих) водоносных пластов от нефтенос- ных; 2. Более эффективное воздействие на призабойную зону пласта без ущерба для герметичности цементного кольца; 3. Снижение гидростатического и гидродинамического давления на пласт. Прирост удельной продуктивности в 3,6 раза и снижение обводненности в два раза. 1. Трудоемкость и слож- ность процесса сбора и спуска технических средств в скважину; 2. Попадание пакерующих устройств в кавернозные участки пласта; 3. Наличие вертикальных трещин, протяженность которых превышает сум- марную толщину нефте- насыщенной части и непроницаемых пере- мычек; 4. Наличие водоносных пропластков и линз вну- три нефтеносного пласта.
4. Крепление эксплуа- тационной колонны с компановкой модуль- ными отсекателями, пакер-муфтами и заливочными ус- тройствами ТСК-4, ТСК-5 и ТСК-6 без цементирования неф- теносных пластов Селективное крепление эксплуатационной колонны без цементирования нефтенасыщен- ной части пласта при любой его толщине. Изоляция нефтеносной части пласта сверху и снизу пакерую- щими системами с высокой сте- пенью надежности
116 Глава 5
вдоль радиуса призабойной зоны тесно связано с действием капиллярных сил: на стен-
ке скважины водонасыщенность близка к максимальной и резко убывает от скважины
вглубь пласта, приближаясь к насыщенности связанной водой. Резкое увеличение на-
сыщенности смачивающей фазой вблизи стенки скважины известно под названием «ка-
пиллярный концевой эффект». Вследствие проявления концевого эффекта дебит сква-
жины оказывается меньше по сравнению с потенциально возможным дебитом в усло-
виях сохранения первичной остаточной водонасыщенности. Отсюда следует, что уве-
личение производительности скважины возможно при ослаблении действия концевых
эффектов либо при их полном исключении. Для изменения смачиваемости пор необхо-
дима обработка призабойной зоны скважины реагентами, снижающими водонасыщен-
ность В результате увеличивается фазовая проницаемость пород для нефти.
В ТатНИПИнефть определили, что эффективное снижение водонасыщенности
может быть достигнуто за счет применения углеводородного раствора ПАВ. В каче-
стве углеводородной жидкости использовалась нефть, битумный дистиллят, а в каче-
стве ПАВ — эмультал. Эмультал представляет собой сложную смесь моноэфиртриэ-
таноламина и дистиллированного таллового масла.
На основе исследований разработана эффективная технология заканчивания
скважин, предусматривающая применение углеводородных растворов ПАВ на ста-
дии освоения скважин и ввода их в эксплуатацию.
В соответствии с технологией бурение продуктивных пластов и перфорация ко-
лонны осуществляется в среде глинистого бурового раствора с водоотдачей, не пре-
вышающей 10 см/30 мин.
В качестве углеводородного раствора ПАВ в промысловых условиях использу-
ют слабоконцентрированную обратную эмульсию с повышенным содержанием ПАВ-
эмульгатора водной фазы следующего состава:
— дисперсионная среда: нефть, дизельное топливо, битумный дистиллят 93—97,5%;
— эмульгатор водной фазы (эмультал) 4—1,5%;
— дисперсная фаза: — минерализованная вода 3—1%.
Приготовление эмульсионного раствора ведется на специальных установках или
непосредственно на скважине путем перемешивания эмульгатора водной фазы в угле-
водородной среде. В процессе приготовления эмульсионного раствора вода в раствор
не вводится, так как используемые в промысловой практике углеводородные компонен-
ты имеют в своем составе от 1 до 3% связанной воды в виде обратной эмульсии.
Обработку призабойной зоны слабоконцентрированной обратной эмульсией
осуществляют в последовательности, описанной ниже. В скважину спускают насос-
но-компрессорные трубы до упорного кольца и с помощью цементировочного агрега-
та заменяют скважинную жидкость на нефть через затрубное пространство при от-
крытой задвижке до получения чистой нефти на устье скважины.
После замены бурового раствора на нефть в интервал перфорации закачивают
слабоконцентрированную обратную эмульсию из расчета 0,5 м3 на 1 м перфорирован-
ной толщины пласта, но не менее 5 м3 на одну обработку и продавливают в пласт. При
продавливании давление поддерживают равным не более 10 МПа.
При слабой приемистости осуществляется гидроимпульсное воздействие на пласт,
5—10 импульсов с выдержкой под давлением в каждом импульсе до 5 мин. В результате
этого происходит удаление фильтрата бурового раствора из призабойной зоны вглубь
пласта и восстановление фазовой проницаемости пластов-коллекторов по нефти.
Оценка эффективности применения разработанной технологии на стадии закан-
чивания скважин и ввода их в эксплуатацию осуществлена на основе фактических
данных, а также по результатам гидродинамических исследований. Оценка проведена по
двум группам скважин с заканчиванием по обычной технологии: в одной группе скважин
при освоении компрессорным способом получен приток нефти, в другой — не получен.
На скважинах, при освоении которых получен приток, велась кратковременная
эксплуатация при установившемся режиме в течение 15—20 суток, выполнялись гид-
родинамические исследования и обработка призабойной зоны продуктивного пласта
слабоконцентрированной обратной эмульсией.
На скважинах, где не был получен приток, произведена обработка призабойной
зоны слабоконцентрированной обратной эмульсией, а затем скважины введены в эк-
сплуатацию.
Исследованы девять скважин первой группы и 14 — второй. Результаты этих ра-
бот приведены в табл. 5.4. Из нее видно, что средний дебит скважин первой группы до
применения слабоконцентрированной обратной эмульсии составлял 5,9 т/сут, во вто-
рой приток отсутствовал. После применения дебит первой вырос до 10.9 т/сут. а вто-
рой составил 3,54 т/сут. при равных условиях по депрессии на пласт.
Таким образом, разработанная технология заканчивания скважин позволяет по-
высить в среднем на 50—70% добывающие возможности скважин в диапазоне началь-
ных дебитов 2,5—12,7 т/сут. Новая технология наиболее эффективна для разработки
малопродуктивных и слабопроницаемых терригенных коллекторов.
Кислотная обработка на стадии освоения наиболее эффективна в сочетании с фор-
мированием высокопроницаемой призабойной зоны. Такие обработки применяются как
в карбонатных, так и в терригенных отложениях. Кислотные обработки проводятся по
обычной технологии: с установкой кислотной ванны 12—15-процентной концентрации
соляной кислоты и последующей прокачкой кислотного раствора в пласт из расчета
(0,2 - 0,5) м3на один метр перфорированной толщины. Все солянокислотные обработ-
ки проведены успешно. Так, на скв. 39345, где продуктивный пласт вскрыт на расстоя-
нии 3,5м от водонефтяного контакта, после солянокислотной обработки получен при-
ток нефти. В то же время продукция ближайших двух соседних скважин с аналогичны-
ми условиями после проведения обработки полностью обводнилась.
Таким образом, применение слабоконцентрированных обратных эмульсий с пос-
ледующей обработкой призабойной зоны раствором соляной кислоты является эф-
фективной технологией освоения скважин в слабопродуктивных терригенных и кар-
бонатных коллекторах.
5.4. Сохранение продуктивности скважин после ремонтов
с глушением и длительных простоев
В процессе длительной эксплуатации на скважинах многократно производятся
ремонтные, а иногда и аварийные работы. Для предотвращения открытого фонтани-
рования и обеспечения безопасных условий работы ремонтных бригад на забое созда-
ют противодавление пластовому путем глушения скважин. Применение жидкостей
глушения на водной основе сопровождается последовательным ухудшением продук-
тивности скважин вследствие многих причин, основными из которых являются объе-
мы водного фильтрата, проникающего в нефтенасыщенную часть пласта, состав и плот-
ность водной фазы, кратность глушения, дисперсность и количество механических
частиц в жидкости глушения на забое скважины и смачиваемость поверхности пород
продуктивного пласта водой [126, 231].
Таблица 5.4
Влияние обработки призабойной зоны слабоконцентрированной
обратной эмульсией (СОЭ) на дебит скважин
Номер скважины Среднесуточный дебит нефти, м'/сут Прирост дебита нефти м3/сут
до применения СОЭ после применения СОЭ
Группа скважин с притоком нефти
26161 2,5 6,0 3,5
26048 16,7 28,0 11,3
14346 0,2 1,0 0,8
21805 9,4 13,8 4,4
12488а 0,1 з,о 2,9
26409 1,3 7,0 5,7
13700 3,5 7,0 3,5
27560 6,4 10,0 3,6
27506 12,7 22,0 9,3
Средние значения 5,87 10,87 5,0
Группа скважин без притока нефти
23391 получен слабый приток нефти 3,7 3,7
1718а приток нефти не получен 1,0 1,0
13712 - " - 3,4 3,4
13720 - - 2,5 2,5
23598 - " - 1,0 1,0
2759 - - 5,0 5,0
13533 - " - 5,5 5,5
21694 - ” - 6,1 6,1
12240 1,5 1,5
14221 -" - 2,5 2,5
14240 - " - 3,4 3,4
753д -" - 0,1 0,1
13640 1,1 1,1
19202 - ” - 12,7 12,7
Средние значения 0 3,54 3,54
Анализ промысловой информации показывает, что значительное ухудшение про-
дуктивных характеристик происходит во время первых операций по глушению сква-
жин. В дальнейшем темп ухудшения продуктивных характеристик замедляется. Про-
дуктивность скважин слабопроницаемых коллекторов ухудшается в 7—10 раз, а в сред-
нем независимо от свойств коллекторов - в 2—3 раза.
Наиболее важным аспектом в предупреждении негативного воздействия жидкости
глушения на коллекторские свойства пород призабойной зоны является обоснование и
выбор ее состава. Состав жидкости глушения тесно связан с составом и свойствами пород
пласта-коллектора. В большинстве случаев независимо от характеристик коллектора до
сих пор в качестве жидкости глушения применяют водные растворы неорганических со-
лей кальция, иногда натрия. Ряд авторов в последние годы предлагает жидкости глуше-
ния на основе кальцийсодержащих отходов производства хлорокиси меди, различные ра-
створы на углеводородной основе и эмульсии, отходы производства кальцинированной
соды, высококонцентрированные рассолы природных минеральных солей [233—235].
В варианте со слабопроницаемыми коллекторами рекомендуются специальные
жидкости глушения [236,237]. Лесничий В.Ф. и Орлов ГА. рекомендуют для сохра-
нения естественных продуктивных характеристик пласта при длительных простоях
скважин различные по природе жидкости: углеводородную — в интервале продуктив-
ного пласта, а выше по стволу скважины — водный раствор минеральных солей.
Для обеспечения противодавления на пласт и утяжеления жидкости глушения
могут быть использованы хлористый кальций, хлористый натрий, хлористый цинк,
одно- и двухзамещенный фосфорнокислый натрий либо двух- и трехзамещенный
фосфорнокислый калий. В качестве добавок за рубежом наибольшее распростране-
ние получили соли калия.
При аномально высоком пластовом давлении жидкости глушения готовят на ос-
нове технической воды с добавками утяжелителей — глины, барита, сидерита, различ-
ных окислов железа. Плотность утяжелителей изменяется от 2600 кг/м3 до 4250 кг/м3,
а жидкостей глушения — от 1700 кг/м3 до 2300 кг/м3.
Для предупреждения набухания глиносодержащих пород, гидрофобизации по-
верхности пор, снижения межфазного натяжения на границе фильтрата жидкости
глушения с пластовой водой и обеспечения выноса фильтрата водной фазы в раствор
добавляют ПАВ, индивидуальные либо композиционные. Композиционные ПАВ хо-
рошо растворяются в минерализованных водах без образования осадков, обладают
высоким моющим действием, сохраняют поверхностную активность в широком ин-
тервале концентрации солей и температур.
Улучшение свойств жидкостей глушения возможно путем добавки загустите-
лей — различных полимеров. Вязкоупругие и дилатантные свойства таких жидкостей
глушения затрудняют проникновение их в пористую среду. В качестве полимеров при-
меняют гидролизованный полиакрилнитрил, карбоксилметилцеллюлозу, полиакри-
ламид, синтетические смолы ТСД-9, ТС-10, формалин и др.
На залежах Татарстана широкое распространение в глушении скважин получи-
ли обратные эмульсии [238]. Приготовление эмульсий осуществляется путем пере-
мешивания компонентов. Контроль за качеством производится по электростабиль-
ности и статическому напряжению сдвига.
Применение обратной эмульсии позволяет сохранить продуктивные характери-
стики коллектора и исключить повторные операции по глушению. К недостатку вы-
соковязких устойчивых обратных эмульсий относятся осложнения при подъеме под-
земного оборудования скважин.
Применение жидкостей глушения на водной основе приводит к ухудшению про-
дуктивных характеристик скважин. Предлагаются различные методы удаления загряз-
нений из призабойной зоны пласта. К наиболее эффективным из них относится созда-
ние многократных репрессий-депрессий на пласт, вибрационно-волновые методы и раз-
личные варианты физического, химического и механического воздействия на приза-
бойную зону скважин.
Жидкости глушения готовят на водной или углеводородной основе. К жидко-
стям глушения на водной основе относят пены, пресные и пластовые воды, глинистые
растворы, минерализованные растворы, прямые эмульсии, гидрогели. Углеводород-
ные жидкости глушения — это дегазированная нефть, известковые и битумные ра-
створы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 65%.
Для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением используют
двух- и трехфазные пены, чтобы предупредить поглощение жидкости пластом в боль-
ших объемах и предотвратить значительное ухудшение продуктивности скважин в
послеремонтный период. Пены готовят путем интенсивного диспергирования газо-
вой фазы в воде, содержащей стабилизатор — ПАВ и водоростворимые полимеры, а в
случае трехфазной пены — и влагосодержащую твердую фазу [238].
В качестве стабилизаторов-структурообразователей применяют карбоксилметил-
целлюлозу 0,5—1,0-процентной концентрации, индивидуальные ПАВ анионоактив-
ные: сульфанол, ДС-РАС, УФЭ8 концентрацией до 1%; неионогенные оксиэтилиро-
ванные алкилфенолы и полиалкиленгликоли: неонолы, дисолван 4411, ОП-Ю кон-
центрацией до 1,5—2%; композиционные ПАВ МЛ-2, МЛ-52, МЛ-72, МЛ-80 концен-
трацией до 0,5—1,0%. Высокую устойчивость жидкости глушения обеспечивает высо-
кодисперсная твердая фаза — бентонитовая глина, мел, вспученный вермикулит.
В литературе описано глушение скважин трехфазной пеной на основе суспен-
зии воды с 5%-й бентонитовой глиной, содержащей сульфанол в количестве 1%, и
природного газа с кратностью 18—20. Плотность пены составила 650—700 кг/м3, ус-
тойчивость — до 12 сут. Для удаления электролитов минерализованной воды перед
подачей пены в затрубное пространство закачивали буферную жидкость — пресную
воду, содержащую 0,2% ПАВ -ОП-Ю или неонол АФд—12.
Жидкости глушения из водного раствора КМЦ с сульфанолом и известью-пу-
шонкой при плотности 900—960 кг/м3 обеспечивают сохранение естественной про-
дуктивности скважин, предупреждают поглощение из-за низкой водоотдачи 4 см3/ 30
мин. и сокращают сроки освоения скважин.
Высоковязкая жидкость глушения из водного раствора КМЦ, неонола АФд—12,
технического глицерина и моноэтаноламида с регулированием свойств путем разбав-
ления водой обеспечивает низкую фильтруемость в продуктивный пласт. Такую жид-
кость при освоении удаляют из скважины обычной промывкой водным раствором ПАВ.
Жидкость глушения из суспензии минерализованной воды с мелом, содержа-
щей КМЦ, щелочь и сульфанол, имеет невысокую вязкость, характеризуется высо-
кой стабильностью и эффективностью при последующей солянокислотной обработ-
ке для удаления мела. Готовят жидкость путем растворения в воде сульфанола и ще-
лочи с последующей добавкой минеральной соли и КМЦ. После выдержки такой смеси
для гидратации полимера в течение суток вводят высокодиспергированный мел. Та-
кие жидкости рекомендуются для глушения скважин, вскрывших коллекторы с кар-
бонатностью не более 15% и проницаемостью не выше 2 мкм2 [239].
С целью ускорения освоения скважин, где проведены ремонтные работы, разрабо-
тан состав прямой слабофильтрующейся эмульсии. Эмульсия содержит лигнин, ще-
лочь, КМЦ, нефтепродукт (нефть или дизтопливо), ПАВ, воду и этилендиамин. Уско-
ряет восстановление проницаемости добавка этилендиамина. Жидкость глушения го-
товят путем последовательного растворения в щелочном растворе лигнина, КМЦ, неф-
тепродукта, ПАВ и при интенсивном перемешивании вводят этилендиамин.
Для предупреждения неуправляемой кольматации пор твердыми частицами в
качестве жидкости глушения на водной основе отдают предпочтение высокоочищен-
ным рассолам минеральных солей.
На нефтяных месторождениях с пластовым давлением, близким к гидростати-
ческому, используют обычную техническую воду, а также сточные воды плотностью
1080—1120 кг/м3. Такие жидкости глушения получают при промысловой подготовке
продукции добывающих скважин. Широкое применение нашли пластовые воды плот-
ностью 1170—1190 кг/ма.
На предприятиях Главтюменнефтегаза применяют водные растворы бишофита-
кристаллогидрата хлорида магния по ГОСТ 7759—73. С использованием этой легко-
растворимой соли можно получить жидкость глушения плотностью до 1300 кг/м3.
Однако раствор бишофита такой плотности имеет температуру кристаллизации око-
ло 3°С. Раствор бишофита плотностью 1250 кг/м3 имеет точку кристаллизации 16°С:
коэффициент набухаемости глин меньше, чем у раствора хлорида кальция, а значе-
ния pH — на уровне 5—6.
Для скважин с повышенным пластовым давлением применяют водный раствор
хлористого кальция. Плотность такого рассола может достигать 1400 кг/м3. Рассол
плотностью 1300 кг/м3 кристаллизуется при температуре около минус 51° С. Это обус-
лавливает его широкое применение при ремонте скважин.
Анализ геолого-промыслового материала по 41 скважине, проведенный Валее-
вым Ш.И. с соавторами («АНК»Башнефть»), показал, что глушение раствором хло-
ристого кальция плотностью 1360 кг/м3 сопровождается снижением добычи нефти.
Лабораторные и промысловые опыты показали, что после применения раствора хло-
ристого кальция коэффициент проницаемости керна снижается на 13—30%, а коэф-
фициент продуктивности скважины — на 22,4%.
Интенсивное поглощение жидкости глушения может быть устранено обработ-
кой раствора различными полимерами. Полимеры, регулирующие вязкость пресной
воды, располагаются по их термостойкости следующим образом: ПАА, КМЦ-600, се-
рогель Е-55, МЦ-65. Деструкция метилцеллюлозы начинается уже при 50°С. Мине-
рализация воды влияет на реологические свойства полимерных растворов. Присут-
ствие солей приводит к частичной нейтрализации зарядов полимера, высаливанию и
резкому снижению вязкости жидкости.
Установлено, что 10—20% водные растворы хлористого натрия снижают термо-
стойкость КМЦ-600. Это ведет к резкому снижению вязкости растворов при темпера-
туре выше 50 °C. В этих условиях можно использовать только полиакриламид.
Изменение вязкости растворов хлористого кальция зависит от устойчивости поли-
меров к агрессии ионов кальция и от способности образовывать с ними нерастворимые
соединения. Полимеры типа КМЦ не обладают устойчивостью к двухвалентным ионам.
Активность МЦ-65 сохраняется при содержании в растворе до 15% хлористого кальция.
Однако реагент термостабилен до 45 °C, далее происходит вспенивание раствора.
Полиакриламид (ПАА) относится к классу полимеров, не устойчивых к агрессии
хлоридов многовалентных металлов. Несмотря на это, ПАА является единственным
реагентом, способным регулировать вязкость растворов плотностью до 1250 кг/м3.
Андерсон Б.А. с соавторами предложил состав жидкости глушения на основе
ПАА, представляющий собой водный раствор хлористого кальция с добавкой ПАВ.
Присутствие ПАА обеспечивает высокую вязкость жидкости и низкую фильтрацию.
Это снижает степень ее проникновения в пласт. После освоения скважин, заглушен-
ных такой жидкостью, наблюдалось увеличение добычи нефти.
Для предупреждения осложнений при глушении скважин водными неструктури-
рованными системами используется метод снижения интенсивности их поглощения
доставкой в зону фильтра и частично в призабойную зону буферного водного раствора
КМЦ с добавкой ПАВ или меловую пульпу [240]. Последний состав представляет собой
прямую эмульсионно-суспензионную композицию, в состав которой входят меловой по-
рошок, дизельное топливо, превоцел и вода. Жидкость имеет плотность 1200—1300 кг/м3
и водоотдачу менее 1 см3/30 мин.
Большинство месторождений страны разрабатывается при заводнении. Пласто-
вое давление в добывающих скважинах, особенно на забое скважин, расположенных
близко к нагнетательным, часто превышает первоначальное.
Для повышения эффективности глушения скважин, в том числе с повышенным
пластовым давлением, Газимов М.Г. с соавторами предложил использовать растворы плот-
ностью до 2500 кг/м3: хлориды натрия и кальция, хлорид цинка, смесь хлорида и бромида
кальция, растворы хроматов и полихроматов, а также их смеси, растворы фосфорнокис-
лых солей. Кроме того, можно использовать полимерный раствор на основе ПАА, неио-
ногенное ПАВ. Структурообразователем является глинопорошок. Утяжеление осуществ-
ляется добавкой хлорида натрия, кальция, цинка, сернокислого магния [233]:
Во ВНИИКРнефть разработана жидкость глушения на основе водного раствора
смеси хлорида и нитрата кальция. Жидкость плотностью 1600 кг/м3 кристаллизуется
при 8—16°С, а плотностью 1450 кг/м3 - при минус 50 °C. Вязкостные и фильтрацион-
ные свойства жидкости до 100° С можно регулировать добавкой крахмального реаген-
та, а до 150°С - оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ). Рассол может быть использован при глу-
шении скважин, склонных к нефтегазопроявлениям и поглощению жидкости глуше-
ния. Ингибирующая способность жидкости по отношению к глинистым минералам
продуктивного пласта на порядок выше, чем у ингибированных буровых растворов
соответствующей плотности, включая известные составы обратных эмульсий [234].
Имеется опыт промышленного использования рассолов. В АО «Юганскнефте-
газ» рассолы плотностью до 1600 кг/м3 использовались для глушения скважин с вы-
соким пластовым давлением часто после их длительного простоя.
Разработаны рассолы на основе бромосодержащих солей плотностью выше
1600 кг/м3. Наиболее перспективным компонентом таких жидкостей считается бро-
мид кальция. Растворы на его основе могут достигать плотности 2200 кг/м3 в смеси с
другими солями. Они коррозионно-инертны, малотоксичны [234].
Преимущества тяжелых рассолов по сравнению с утяжеленными глинистыми
растворами подтверждены в промышленных условиях как при перфорации, так и при
глушении скважин.
Для регулирования технологических свойств рассолов на основе бромида каль-
ция апробированы амилодекстрин, модифицированный крахмал и оксилцеллюлоза
[234]. Обработка растворов бромида кальция плотностью до 1500 кг/м3 амилодекст-
рином и крахмалом обеспечивает регулирование вязкости и фильтрационных свойств
при температурах до 100 °C. Свойства рассола плотностью до 1700 кг/м3 изменяются
добавкой оксиэтилцеллюлозы. Этот реагент термостабилен до 150°С. Расход его зна-
чительно ниже, чем двух предыдущих. Фильтрационные свойства рассолов на основе
бромида кальция хорошо регулируются комбинированным вводом оксиэтилцеллю-
лозы и карбонатов: мела, известняка, сидерита.
Среди жидкостей глушения на водной основе выделяют группу безглинистых
растворов с конденсированной твердой фазой — гидрогелевые растворы. Тиксотроп-
ная структура этих растворов создается высокоактивной коллоидной дисперсной фа-
зой, которая конденсируется непосредственно в жидкости. Так, обработка щелочью
водного раствора хлорида магния сопровождается образованием нерастворимого осно-
вания — гидроксида магния, обладающего хорошо развитой активной поверхностью.
Процесс структурообразования зависит от интенсивности перемешивания и наличия
инертных частиц — затравки. Увеличение вязкости геля достигается введением каусти-
ческой соды, асбестовой крошки или крахмального реагента. С целью снижения загряз-
нения продуктивного пласта предложено вводить в гель ПАВ с пеногасителем [242].
Разнообразие составов жидкостей глушения на водной основе плотностью от не-
скольких сот кг/м3 до 2300 кг/м3, содержащих твердую фазу либо без нее, позволяет в
каждом конкретном случае подобрать экономически выгодную, взрыво- и пожаробе-
зопасную нетоксичную жидкость, оказывающую минимальное загрязняющее действие
на продуктивный пласт и способствующую скорейшему и эффективному освоению
скважины в послеремонтный период.
Для наилучшего сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в про-
цессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения реко-
мендуются растворы на углеводородной основе. Использование таких растворов со-
храняет естественную нефтепроницаемость. Исключается набухание глинистых ми-
нералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлени-
ями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными вода-
ми; коррозия оборудования и появление сероводорода на устье скважин.
В то же время жидкости глушения на углеводородной основе имеют и ряд недо-
статков: пожароопасны, оказывают неблагоприятное воздействие на окружающую сре-
ду. Приготовление и использование таких систем в условиях отрицательных темпе-
ратур затруднено.
На месторождениях с аномально низким пластовым давлением хорошо зареко-
мендовала себя загущенная нефть. Загущение и структурообразование нефти произ-
водится натриевыми мылами жирных или нафтеновых кислот. Такая жидкость вклю-
чает 95% безводной дегазированной нефти, 4% смеси гудронов растительных и жи-
вотных масел или СМАД-1 и 1% каустической соды. Она характеризуется следующи-
ми технологическими свойствами: плотность 940—960 кг/м3, статическое напряже-
ние сдвига 1—2/2—3) мПа, водоотдача 6—8 см3/30 мин. Компоненты смешивают на
поверхности, и смесь неоднократно прокачивают через скважину. Повышенная тем-
пература на забое скважины и смешивание обеспечивают равномерное распределе-
ние компонентов в ее объеме и омыление кислот в течение 2—3 циклов. Даже при
воздействии жидкости на продуктивный пласт в течение 2—4 месяцев сокращается
время освоения скважин. Показана возможность многократного использования та-
кой жидкости глушения [243].
Для глушения скважин в условиях сильно дренированных пластов Галян Д.А. и
Комаров Н.М. предложили использовать высоковязкие обратные эмульсии на осно-
ве гидрофобного мела. В качестве дисперсионной среды используется дизтопливо, а
дисперсной фазы — вода любой степени минерализации. Эмульгатором, стабилиза-
тором и структурообразователем служит гидрофобный мел, который получают гид-
рофобизацией мела синтетическими жирными кислотами (СЖК). Для лучшего дис-
пергирования водной фазы в дизельном топливе используют кальцинированную соду.
Обратные эмульсии в качестве дисперсионной среды могут содержать легкую
нефть или другие нефтепродукты.
В Татарстане используются жидкости глушения скважин обратными эмульсия-
ми на основе наиболее широко использующегося в отрасли эмульгатора ЭС-2.
Обратные мицеллярные растворы — составы с очень низкими значениями меж-
фазного натяжения на границе «нефть-вода», содержащие значительные объемы воды
и обеспечивающие неограниченное смешивание с углеводородами — также относят к
жидкости на углеводородной основе [244].
Обратные мицеллярные растворы плотностью 1160—1170 кг/ма готовят на ос-
нове нейтрализованного черного контакта (НЧК) и пластовой воды. Данный раствор
наряду с высокой межфазной активностью и моющей способностью солебизирует до
20% воды к собственному объему.
Раствор устойчив при температуре до 80° С. При глушении скважин мицелляр-
ный раствор в количестве 4—6 м3 помещали в зону фильтра, выше — столб пресной
воды для противодавления на пласт. Такие жидкости глушения с высокой эффектив-
ностью использовались при перфорации и глушении скважин [244].
Таким образом, жидкости глушения на углеводородной основе представлены в ос-
новном обратными эмульсиями с широким диапазоном технологических свойств. Одна-
ко плотность таких систем, не содержащих твердой фазы, не превышает 1160 кг/м3. В
связи с этим актуальной является задача получения обратных эмульсий более высокой
плотности на основе тяжелых рассолов в качестве дисперсной фазы.
За рубежом большое внимание уделяется сохранению коллекторских свойств
продуктивных пластов при строительстве и эксплуатации скважин. Чаще всего жид-
кости глушения рассматривают совместно с жидкостями для заканчивания скважин.
Полагают, что эти жидкости должны отвечать одинаковым требованиям и обеспечи-
вать сохранение продуктивности скважин.
Для ремонта скважин применяют жидкости на углеводородной или на водной
основе [245—247].
Жидкости на углеводородной основе представлены обратными эмульсиями, в
которых непрерывная фаза — дизельное топливо, специальные масла или дегазиро-
ванная нефть. Применяют их преимущественно при высоких, до 260° С, температу-
рах. Плотность их достигает 2500 кг/мэ.
Жидкости на водной основе делят на глинистые растворы, рассолы и специаль-
ные полимерные системы.
За рубежом полагают, что несмотря на относительную дешевизну и доступность
глинистых растворов, они наименее приемлемы при ремонтах скважин.
Применение в качестве жидкостей глушения водных растворов минеральных
солей или рассолов высокой плотности может стать причиной интенсивного погло-
щения, так как они не содержат материалов для закупорки пор. После поглощения
рассола в процессе ремонтных работ восстановить дебит не удается [247].
Рассолы не обладают взвешивающей способностью, что приводит к быстрой се-
диментации твердых частиц на забой при остановке циркуляции в процессе глуше-
ния скважин. Растворы солей чувствительны к загрязняющим материалам.
При выборе жидкости следует учитывать возможность термического расшире-
ния и снижения плотности рассолов, которые зависят от концентрации солей и их
природы. При высоких температурах возрастает коррозионная активность рассолов с
высокой плотностью. Это требует контроля за pH систем, применения соответствую-
щих ингибиторов коррозии и реагентов.
Применение загрязненных жидкостей может более чем на 80% снизить прони-
цаемость пласта. В связи с этим значительное внимание уделяется степени чистоты
солевых растворов. Разработанные за рубежом системы очистки рассолов позволяют
удалить твердые частицы размером до 2 мкм. Загрязненные рассолы более опасны
для продуктивного пласта, чем глинистые растворы на водной основе.
На месторождениях с пластовым давлением, близким к гидростатическому, в
качестве жидкости глушения без твердой фазы используют пластовую воду из обвод-
ненных скважин разрабатываемых залежей, а также морскую воду. Плотность таких
жидкостей 1020—1140 кг/м3 [247].
В отечественной и зарубежной практике в качестве жидкости глушения без твер-
дой фазы используют раствор хлористого натрия. При плотности таких рассолов более
1080 кг/м3 предотвращается набухание глинистых минералов. Хлористый калий обыч-
но добавляют к хлористому натрию для более надежного предотвращения гидратации
глин. Оптимальной является концентрация хлористого калия до 1—3%.
Рассолы плотностью выше 1400 кг/м3 обычно представлены растворами бромо-
содержащих солей. Наиболее широко используется бромид кальция. В США его про-
изводят в виде раствора плотностью 1700 кг/м3, или 95% концентрата. Остальное —
вода гидратации. При плотности 1700 кг/м3 такой раствор обладает температурой кри-
сталлизации минус 13,3° С, значением pH равным 7, динамической вязкостью 8 мПаХс
при 21" С [247].
Одновременное увеличение плотности рассолов при снижении их фильтрующей
способности может быть достигнуто введением твердых утяжелителей, удаление ко-
торых из пор пласта происходит при освоении скважины или кислотной обработкой.
Наиболее часто в качестве утяжелителей применяют хлорид натрия плотностью 2170
кг/м3, карбонат кальция — 2710 кг/м3, карбонат железа-сидерит — 3800 кг/м3, окись
железа — гематит 5000 кг/м3 и итабирит 5000 кг/м3. Твердые утяжелители использу-
ют только в составе тиксотропных полимерных растворов. Низкоплотные полимер-
ные рассолы, утяжеленные хлоридом натрия и карбонатом кальция, могут иметь плот-
ность, не превышающую 1740 кг/мя, в то время как применение гематита и итабирита
может обеспечить плотность жидкости до 2280 кг/м3. Молотый известняк позволяет
увеличивать плотность рассолов до 1800 кг/м3.
Специальные полимерные растворы разработаны с целью предупреждения их ухо-
да в продуктивный пласт. В качестве агента, регулирующего вязкостные и фильтрацион-
ные свойства жидкости глушения, используют различные полимерные загустители. По-
лимерные системы в зависимости от типа применяемого полимера могут быть тиксот-
ропными и нетиксотропными. Нетиксотропные жидкости глушения обладают повышен-
ной вязкостью, но не способны к гелеобразованию. Применение их ограничено лишь не-
обходимостью повысить удерживающую способность жидкости при циркуляции. Тик-
сотропные жидкости глушения характеризуются значительной вязкостью и структурно-
механическими свойствами. Это позволяет им удерживать во взвешенном состоянии твер-
дые частицы длительное время после прекращения циркуляции жидкости.
Фильтрационные свойства чистых рассолов снижают увеличивая вязкость жид-
кости добавкой полимерных загустителей, введением твердых частиц-кольматантов
для временной закупорки пор продуктивного пласта.
С целью повышения вязкости рассолов используют следующие добавки природ-
ных и синтетических органических коллоидов:
— крахмалы-полисахариды, частично растворимые в воде, но недостаточно термо-
стойкие;
— карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — производные целлюлозы, различающиеся
по степени полимеризации, концентрации и чистоты. КМЦ менее чувствитель-
на к температуре, не подвергается ферментации, ее эффективность снижается с
увеличением минерализации жидкости;
— карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) — про-
изводные целлюлозы, которые растворимы в 15% соляной кислоте;
— биополимеры, образующиеся при бактериальной ферментации гидрата углеро-
да, растворимы в пресной и соленой воде, дают взвешенные коллоиды;
— синтетические полимеры — полиакриламид, полиоксиэтилен — обладают хоро-
шей загущающей способностью.
Требованиям, предъявляемым к загустителям рассолов, в наибольшей степени
отвечают гидроксиэтилцеллюлоза и ее модификации [245,246]. Предпочтение отда-
ется полимеру высокой молекулярной массы. Растворы с добавками ГЭЦ термоста-
бильны до 120—135° С, однако специальные реагенты расширяют пределы этих тем-
ператур до 150° С. Для лучшего растворения ГЭЦ значения pH жидкости должны
быть в пределах 6,5—8,0. При pH ниже 3 происходит снижение вязкости раствора из-
за гидролиза полимера. ГЭЦ действует в рассолах, как ПАВ, вызывая вспенивание
жидкостей. В этом случае рекомендуется обработка пеногасителем на спиртовой ос-
нове в количестве 0,07—0,14 кг/м3.
ГЭЦ, как и все полимеры на основе целлюлозы, подвержена ферментативному
разложению. При капитальном ремонте следует вводить в растворы биоциды: фор-
мальдегид или хлорированный фенол.
Эффективным способом регулирования фильтрационных свойств жидкостей глу-
шения, представленных чистыми рассолами, является введение в их состав твердых
наполнителей-кольматантов. Кольматанты делятся на кислото-, нефте- и водораство-
римые. Гранулометрический состав их должен иметь широкий диапазон по размерам,
включая крупные частицы для закупорки пор и мелкие — для создания малопроницае-
мой корки. Размер самых крупных частиц не менее одной трети среднего диаметра пор
пласта, а количестве в рассоле — не менее 5% от общего объема наполнителя [245]. Об-
щая объемная концентрация кольматантов в рассоле находится в диапазоне 2—10%.
К кислоторастворимым наполнителям относятся гранулированные карбонаты
кальция, магния, железа. Частицам этих наполнителей легко придать форму и раз-
мер, которые способствуют временной кольматации пор пласта. Кроме того, скорость
растворения карбоната кальция в соляной кислоте в 30 раз выше чем сидерита.
В качестве кислоторастворимой добавки, обеспечивающей дополнительное сниже-
ние проницаемости фильтрационной корки, используют лигносульфонат кальция [245].
Разработаны растворимые в воде наполнители-кольматанты из минеральных
солей. Соли не растворяются в жидкости глушения из-за близкого к предельному на-
сыщению солевого раствора. После окончания ремонтных работ удаление фильтра-
ционной корки из такого материала осуществляется промывкой скважины пресной
водой или водой, содержащейся в продукции скважины.
В качестве таких солей выбираются хлористый натрий и калий, хлорид кальция,
сульфат натрия, карбонат натрия, бикарбонат натрия, бромид кальция, карбонат калия
и их смеси. В последнее время в качестве кольматанта применяется хлорид натрия.
В качестве нефтерастворимых наполнителей-кольматантов используют раство-
римые в нефти резины и смолы. Образующаяся из них фильтрационная корка удаля-
ется промывкой забоя углеводородными растворителями или нефтью.
Все кольматанты используются в совокупности с полимерными регуляторами вяз-
костных и фильтрационных свойств рассолов. Чаще других имеет место комбинация
карбоната кальция и ГЭЦ, образующая полимерный раствор нетиксотропного типа.
Наиболее эффективными ингибиторами коррозии в солевых растворах являют-
ся пленкообразующие азотсодержащие ПАВ, в частности, катионные. Выбор вида и
концентрации ингибиторов следует производить индивидуально для каждой конк-
ретной жидкости глушения и условий ее применения.
Таким образом, результаты лабораторных и промысловых работ свидетельству-
ет о необходимости тщательного выбора жидкости глушения с целью снижения по-
глощения, сокращения продолжительности освоения скважины и предупреждения
снижения дебитов нефти после ремонта скважин.
При вскрытии продуктивных пластов и низкой обводненности продукции сква-
жин предпочтение следует отдавать жидкостям глушения на углеводородной основе.
Перспективными являются обратные эмульсии, не содержащие твердой фазы, в част-
ности, на основе рассола высокой плотности.
При использовании жидкостей глушения на водной основе следует обеспечи-
вать их глубокую очисткую от механических примесей, специальную обработку соот-
ветствующими структурообразователями, ингибиторами коррозии.
6. Основные технологические показатели разработки
месторождений углеводородного сырья
6.1. Анализ разработки девонских залежей с маловязкой нефтью
Основные залежи в девонских отложениях Волго-Уральской нефтегазоносной
провинции на территории Татарстана и Башкортостана открыты в 1944-1956 годы.
Это Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Шкаповское, Серафимовско-Констан-
тиновское, Ново-Елховское и Первомайское месторождения.
Сроки полного ввода в разработку связаны с темпами разбуривания, освоения
системы заводнения и с размерами залежей нефти. Относительно быстрыми темпами
(от 4 до 6 лет) разбурены залежи Д-1 и Д-П Константиновской площади и пласт Д-IV
Шкаповского месторождения. Более продолжительное время, от 8 до 16 лет, потребо-
валось для бурения основного фонда добывающих скважин пласта Д-1 Туймазинско-
го и Шкаповского месторождений, а девонские залежи Татарстана в промышленную
разработку вводились в течение 8—12 лет [7—9]. В настоящее время эти месторожде-
ния полностью разбурены, освоены и находятся на стадии падающей добычи нефти.
Три месторождения этой группы — Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинс-
кое — в пашийско-кыновских отложениях содержат 84,5% начальных извлекаемых
запасов и обеспечивают 90% объема добычи нефти в Татарстане.
Разработка месторождений в девонских отложениях осуществляется высокими
темпами: 3,9—4,7% от начальных извлекаемых запасов. Конечная нефтеотдача плани-
руется на уровне 43—60%. По состоянию на 1 января 1997 года текущий коэффици-
ент нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении достиг 44%, на Бондюжском —
56%, на Первомайском — 44%. По состоянию на 1 января 1994 года текущая нефтеот-
дача на Туймазинском месторождении достигла 55%, на Шкаповском — 54% и Сера-
фимовском — 58% при текущей обводненности продукции 92—97%.
Высокая продуктивность эксплуатационых объектов в девонских отложениях
обусловлена особенностями геологического строения и физико-химическими свой-
ствами пластовых флюидов. Породы-коллекторы в продуктивных горизонтах, как от-
мечено в первом разделе этой монографии, представлены мелкозернистыми и разно-
зернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами со средним коэффи-
циентом проницаемости пород от 0,40 мкм2 до 0,80 мкм2. Имеются различия в степе-
ни расчлененности объектов и распределения запасов по разрезу. Динамическая вяз-
кость нефти небольшая и достигает 4—5 мПа • с. Все залежи относятся к одному типу —
пластовым сводовым. По доле запасов в ВИЗ различаются незначительно, на 15—25%,
кроме Бавлинского, доля запасов ВИЗ в котором составляет 64%.
Пашийско-кыновские отложения содержат по 8—9 нефтеносных пластов. Ромаш-
кинское месторождение разделено на 21 площадь. В первую очередь в эксплуатацию
введены наиболее продуктивные центральные площади: Миннибаевская, Абдрахма-
новская, Южно-Ромашкинская и Павловская. Их разбуривание велось в несколько
этапов: скважины разрезающих нагнетательных и трех добывающих рядов по редкой
сетке; центральное разрезание и так называемые нулевые ряды в широких, до 2 км,
полосах между нагнетательными и добывающими рядами; дополнительные ряды до-
бывающих скважин между существующими; скважины на отдельные пласты, тупи-
ковые и водонефтяные зоны.
В несколько этапов разбуривались и прилегающие к центральным — Альметьев-
ская, Зеленогорская и Зай-Каратайская площади: основная сетка скважин; централь-
ные законсервированные зоны; оптимизация плотности сетки скважин. В основу раз-
работки пласта Д-1 Бавлинского месторождения принят принцип разработки гори-
зонта Д-1 Туймазинского месторождения. В первую очередь осуществлялось бурение
двух внешних рядов добывающих скважин. Скважины первого ряда должны были
разбуриваться через две. Цель такого разбуривания - дополнительное изучение стро-
ения, характера нефтеносности и литолого-фациального состава. Из-за отставания обу-
стройства бурение добывающих скважин проводилось последовательно, а не через одну
или две скважины.
На других месторождениях этой группы вначале велось бурение скважин основ-
ного фонда, затем дополнительных в тупиковых и застойных зонах, в зонах стягива-
ния контура нефтеносности. Для бурения основного фонда добывающих скважин по-
требовалось 10—18 лет. Бурение велось сплошным фронтом.
Начиная с 60-х годов ведется бурение дополнительных скважин сверх основно-
го фонда с целью оптимизации плотности сетки и достижения запроектированного
коэффициента нефтеизвлечения эксплуатационного объекта (79,5% дополнительно-
го фонда), а также интенсификации процесса разработки залежи для поддержания
достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти или сдержива-
ния темпа его падения на уровне 20,5%.
Скважины, пробуренные для повышения нефтеизвлечения, обычно подразделя-
ют на пять категорий: для ввода в разработку линз и тупиковых зон, водонефтяных
зон, малопродуктивных коллекторов, застойных зон и организации линий стягива-
ния. Из общего числа дополнительных на долю скважин с целью вовлечения в разра-
ботку линз, полулинз и тупиковых зон приходится 47,4%, малопродуктивных кол-
лекторов — 18,6%, водонефтяных зон — 11,7%, застойных зон — 11,5% и стягивания
контуров нефтеносности — 10,8%. Наибольшее число скважин из дополнительного
фонда пробурено для выработки запасов линз, полулинз и тупиковых зон, а также
малопродуктивных коллекторов и значительно меньшая доля приходится на скважи-
ны для выработки водонефтяных зон.
По состоянию на 1 января 1997 года на Ромашкинском месторождении на по-
здней стадии пробурено и введено более 5800 добывающих скважин, по которым ото-
брано 145 млн. т жидкости. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 25 тыс.
тонн нефти и 58 тыс. тонн воды.
6.2. Развитие видов и систем заводнения залежей
Разработка залежей в девонских отложениях Татарстана и Башкортостана ведется
при заводнении. Виды и системы под держания пластового давления путем заводнения в
процессе разработки месторождений непрерывно развивались и совершенствовались.
Законтурное заводнение девонских пластов Туймазинского месторождения на-
чато в 1948 году. К 1955—56 годам освоение системы законтурного заводнения прак-
тически завершено. Опыт предыдущих лет подтвердил высокую его эффективность.
За этот период обоснованы и освоены принципы и методы регулирования процесса
разработки нефтяных месторождений. Доказано, что при законтурном заводнении
создается искусственный активный водонапорный режим. При этом гидродинами-
ческая связь между зонами отбора и нагнетания очень жесткая, и любые изменения
в объемах нагнетания воды быстро отражаются на состоянии давлений и отборов
жидкости. Доказано, что регулирование отборов жидкости эффективнее не через
добывающие, а нагнетательные скважины путем изменения объемов закачки [18].
В 1950 году на Туймазинском месторождении создана сеть пьезометрических и
контрольных скважин. Выявлено взаимодействие между скважинами на удаленных друг
от друга участках, позднее инструментально доказана гидродинамическая связь между
пластами Д-1 и Д-П. Это заставило коренным образом пересмотреть всю применяющу-
юся систему разработки. Найдено удовлетворительное объяснение аномально высоко-
му положению водонефтяного контакта в ряде скважин в центре залежи Д-1, а также
аномально высоким давлениям в отдельных скважинах, эксплуатирующих горизонт.
После освоения системы законтурного заводнения по пласту Д-1 Туймазинского
месторождения в 1962 году начато внедрение внутриконтурного заводнения путем раз-
резания залежей на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин, а также приме-
нение избирательной системы закачки воды на плохо дренируемых участках и пластах.
По горизонту Д-П до 1972 года применялось лишь законтурное заводнение. Фронт
нагнетания неоднократно переносился, и только после 1972 года начато внутриконтур-
ное заводнение при одновременном отключении 14 законтурных скважин. Внутрикон-
турная закачка составляет около трети всего объема нагнетания воды в залежь [18].
Разработка залежей пласта Д-1 Серафимовской и Леонидовской площадей осу-
ществлялась в течение 14—16 лет, с 1953 по 1963—1965 годы, а Константиновской
площади — в течение 27—29 лет, с 1955 по 1984 год, в основном при законтурной сис-
теме заводнения. Впоследствии освоены внутриконтурные нагнетательные скважи-
ны. С помощью законтурного заводнения основная залежь пласта Д-П Константи-
новской площади освоена в 1954 году, а закачка воды внутрь контура нефтеносности
осуществлялась с 1973 года.
В результате законтурного и внутриконтурного заводнения пластовое давление
в зоне отбора Серафимского месторождения возросло с 12,5 МПа до 13—14 МПа.
Законтурное заводнение по сути своей может быть более эффективным, чем внут-
риконтурное, так как при этом нефть вытесняется оторочкой пластовой совместимой
воды. Однако на месторождениях крупных и средних размеров оно характеризуются
утечкой от 40% до 70% объема закачки в законтурную область, снижением темпов
отбора нефти по направлению от внешних рядов к внутренним и консервацией в цен-
тральных частях залежей значительных запасов нефти [11].
Освоение системы законтурного и приконтурного заводнения пласта Д-1 Шка-
повского месторождения началось в 1957 году. Уже через два года, в 1959 году, освоены
разрезающие ряды. Законтурное заводнение по пласту Д-IV также применяют с 1957
года, а внутриконтурные разрезающие ряды — с 1960 года. В результате развития сис-
тем поддержания пластового давления водонефтяные зоны пластов Д-1 и Д-IV отчле-
нены от центральных нефтяных частей, и каждая залежь разделена на пять самостоя-
тельных участков разработки. Внедрение системы внутриконтурного заводнения закон-
чено к 1963 году. С этого периода началось освоение отдельных очаговых скважин.
Пластовое давление до начала внедрения широкомасштабного заводнения сни-
зилось по сравнению с начальным на 1,6—2,0 МПа, а впоследствии повысилось до
21—22 МПа, то есть на 1—2 МПа выше первоначального. На этом уровне давление
удерживается длительное время.
При этом снижение пластового давления происходилов основном в централь-
ных частях пластов Д-1 и Д-IV Шкаповского месторождения. Например, в 1965 году
пластовое давление на этих участках было на 6 МПа и 2,3 МПа соответственно ниже,
чем на периферийных участках залежей. По-видимому, массовое освоение системы
искусственного заводнения следовало начинать с внутриконтурных разрезающих, а
затем постепенно переходить на закачку воды в законтурные части. В настоящее
время объекты девонских отложений Туймазинского, Шкаповского и Серафимско-
го месторождений разрабатываются при законтурном, приконтурном, внутрикон-
турном заводнении и их модификациях, а также на упруговодонапорном режиме и
режиме истощения.
Шесть залежей нефти: пластов Д-1 и Д-П Константиновской, Д-1 Леонидовской
и Серафимской площадей, пластов Д-1 и Д-IV Шкаповского и Д-1 и Д-П Туймазинс-
кого месторождений — разрабатываются при комбинированной системе законтурно-
го и внутриконтурного заводнения, шесть залежей пластов Д-IV Серафимского мес-
торождения — на естественном упруго-водонапорном режиме, а остальные — на ре-
жимах истощения.
В Татарстане разработка Ромашкинского, Бавлинского, Ново-Елховского, Бон-
дюжского и Первомайского месторождений осуществляется с помощью законтурно-
го и внутриконтурного заводнения. При законтурном заводнении нагнетательные ряды
располагаются вдоль контура нефтеносности. Расстояние от линии нагнетания до пер-
вого ряда добывающих скважин составляло 400—1500 м. В дальнейшем система за-
воднения развивалась и совершенствовалась. Применялось очаговое заводнение, из-
бирательное, линейное разрезание, разрезание на блоки.
На Ромашкинском месторождении развитие системы заводнения шло путем по-
степенного уменьшения ширины площадей самостоятельной разработки с последую-
щим разделением их на дополнительные блоки. В настоящее время на месторожде-
нии выделена 21 площадь самостоятельной разработки, на каждой из которых име-
ются от 3 до 65 блоков. Всего выделено 406 блоков.
При внедрении системы внутриконтурного заводнения на Ромашкинском мес-
торождении принципы разрезания совершенствовались применительно к конкретным
условиям в следующих направлениях:
— выделение более узких площадей самостоятельной разработки с меньшим коли-
чеством добывающих рядов. Это позволило повысить темпы разработки отдель-
ных площадей, улучшить охват запасов нефти заводнением и способствовало по-
вышению технико-экономических показателей разработки. Необходимость в до-
полнительном разрезании площадей возникла благодаря первоначальному разре-
занию месторождения на широкие полосы. Более эффективно было бы первона-
чальное широтное разрезание Ромашкинского месторождения на узкие 3—5-ряд-
ные полосы шириной 1,6—4,0 км в соответствии с геологическим строением учас-
тков. Оптимальной для центральных и прилегающих к ним площадей с большой
расчлененностью разреза более двух является пятирядная полоса шириной 4 км,
для периферийных площадей с меньшей расчлененностью разреза;
— трехрядная полоса шириной 4 км при проницаемости пластов 0,2—0,3 мкм2. По-
казано, что при таком подходе к разрезанию в активную разработку непосред-
ственно после разбуривания основных площадей Ромашкинского месторожде-
ния было бы вовлечено запасов на 20% больше, а максимальный уровень добычи
нефти при фактических темпах разбуривания месторождения был бы на 10%
выше и достигнут на 4 года раньше;
— более эффективно выделение площадей простой конфигурации. Сложная фор-
ма площадей, например на Зай-Каратайской, Альметьевской и других площа-
дях, не позволяет обеспечить равномерный охват залежи заводнением и услож-
няет последующее совершенствование системы заводнения;
— на ряде периферийных площадей, например на Березовской, Ташлиярской, Азнака-
евской площадях оказалось целесообразным отказаться от бурения законтурных на-
гнетательных скважин и проводить линии разрезания перпендикулярно контурам
нефтеносности. В связи с этим законтурные нагнетательные скважины оставлены
лишь на участках, где могли произойти оттоки нефти в законтурную область.
Система избирательного заводнения на месторождениях Татарстана внедрена с
1968 года. Применяется она на 29 объектах разработки: на 10 объектах терригенного
девона и 19 — нижнего карбона. За счет избирательного заводнения на Ромашкинском
месторождении закачивается 10,4%, а на Ново-Елховском — 75% общего объема воды.
Под нагнетание выбираются скважины по максимальному числу вскрытых плас-
тов, связанных с окружающими добывающими скважинами, обладающими большой про-
дуктивностью и расположенные преимущественно ближе к середине песчаной линзы.
Типичным примером практического внедрения избирательной системы завод-
нения в Татарстане является Восточно-Лениногорская площадь Ромашкинского и Ак-
ташская площадь Ново-Елховского месторождений.
Применение избирательной системы заводнения в условиях зонально неодно-
родного объекта оказалось весьма эффективным на ранней стадии разработки. Введе-
ние этой системы обеспечило рост темпов разработки залежей в среднем в 1,5 раза.
Система избирательного заводнения наряду с определенными преимуществами
имеет существенные недостатки:
— на площадях, разрабатываемых с применением избирательного заводнения, пе-
риод максимальной добычи нефти весьма непродолжителен;
— приемистость нагнетательных скважин, как правило, резко падает, и для поддер-
жания добычи нефти необходимо обеспечивать освоение все большего числа сква-
жин под нагнетание воды;
— система приводит к росту темпов обводнения в среднем в два раза, к сокращению
периода безводной нефти и продолжительности второй стадии разработки, и в
итоге - к более быстрому падению добычи на поздней стадии;
— при внедрении избирательной системы заводнения совместная закачка воды в
неоднородный расчлененный объект так же, как при линейном заводнении, не
обеспечивает освоения всех пластов продуктивного горизонта. Существует пре-
дельное число пластов, которые удалось освоить под закачку. Зависит оно от сте-
пени расчлененности эксплуатационного объекта. Охват пластов заводнением
при внедрении избирательной системы обычно не выше, чем при других видах
внутриконтурного нагнетания воды. При линейном заводнении неоднородного
эксплуатационного объекта общим фильтром происходит самопроизвольное ре-
гулирование закачки воды по пластам. Это как бы обеспечивает раздельную за-
качку по пластам. Избирательная система заводнения значительно усложняет
вопросы контроля и регулирования выработки продуктивного горизонта, так как
зачастую трудно определить, от каких нагнетательных скважин и по каким пла-
стам обводняются добывающие скважины;
— на поздней стадии разработки при избирательном заводнении не формируются
четко выраженные зоны стягивания контуров нефтеносности и остаются цели-
ки нефти. Это приводит к увеличению добычи попутной воды и потере нефтеот-
дачи. Особенно усложняется процесс выработки эксплуатационных объектов,
имеющих в разрезе базисные пласты. Высокие темпы обводнения и обусловлен-
ные этим высокие темпы падения добычи нефти, усложнение ремонтных работ
на добывающих скважинах из-за высоких пластовых давлений привели к необ-
ходимости перехода к разрезанию площади на отдельные блоки;
— с применением избирательного заводнения на 2—3 года увеличиваются сроки
освоения месторождения и выход на максимальный уровень добычи нефти, так
как строительство объектов заводнения по заранее составленному проекту прак-
тически невозможно. Из изложенного выше следует, что избирательную систе-
му необходимо применять только на объектах с зонально неоднородными плас-
тами. Во всех остальных случаях предпочтительно линейное разрезание, обеспе-
чивающее более стабильную добычу нефти и создающее условия для достиже-
ния высокой нефтеотдачи.
Эти недостатки следует учитывать тем, кто ошибочно полагает, что при недо-
статочных объемах бурения и капитальных вложений возможно обеспечение высо-
кого уровня добычи нефти по месторождению путем введения избирательной сис-
темы заводнения.
Другой вид заводнения, применяемый па девонских объектах, — перенос нагне-
тания. Эффективность его определяется рядом обстоятельств.
Во-первых, при переносе закачки воды на обводненные скважины фронт нагне-
тания приближается к зоне отбора. Выяснено, что при приближении фронта нагнета-
ния с 1200 м до 600 м повышается темп разработки залежи за счет увеличения средне-
го дебита скважин на 44%, а нефтеотдача за счет увеличения коэффициента сетки воз-
растает на 8,1%. Таким образом, если и происходит некоторая потеря запасов нефти в
зоне между нагнетательным и первым добывающим рядами из-за неполной промыв-
ки до переноса нагнетания, увеличение нефтеотдачи за счет эффекта приближения
нагнетания оказывается в два раза выше, чем потери. Кроме того, этих потерь при
определенных условиях переноса нагнетания может и не быть.
Во-вторых, при переносе нагнетания зачастую подключаются в разработку участ-
ки продуктивного пласта, экранированные ранее от воздействия нагнетания зонами не-
проницаемых пород. Анализ показывает, что перенос нагнетания в результате предотв-
ращения экранирования участков в неоднородных пластах повышает конечную нефте-
отдачу на 5,4%. Об этом свидетельствуют фактические данные. Так, по скважинам, на
которые осуществлен перенос нагнетания, число пластов, принимающих воду, на 3,2%
больше, а работающая толщина на 5,9% выше, чем по скважинам разрезающих рядов.
В-третьих, перенос нагнетания проводится в основном на промытые пласты. Это обес-
печивает более высокую приемистость скважин и улучшает охват пластов заводнением.
В-четвертых, при переносе нагнетания почти всегда действует эффект избира-
тельности, то есть выбора под нагнетание лучшей по продуктивности скважины. Прин-
цип выбора скважин для переноса нагнетания аналогичен принципу выбора очаго-
вых скважин. Только здесь основное значение имеет степень заводнения продуктив-
ного пласта. Однако случаев выбора лучшей скважины здесь значительно меньше,
чем при освоении очаговых скважин.
На Ромашкинском месторождении перенос нагнетания осуществлен на 428 сква-
жинах, то есть 10% отключенного из разработки фонда. Перенос нагнетания в боль-
шинстве случаев не требует значительных капиталовложений, так как при этом, как
правило, реконструкция КНС не проводится, а прокладываются только новые водо-
воды. Новые скважины в этом случае не бурятся, а для заводнения используются вы-
полнившие свое назначение добывающие скважины, в большинстве случаев с истек-
шим сроком амортизации.
Очаговое заводнение является не самостоятельной системой заводнения, а лишь
средством устранения недостатков линейной системы разрезания. Оно стало приме-
няться в конце второй и в начале третьей стадии разработки после полного освоения и
использования возможностей линейного разрезания. Впервые очаговое заводнение было
осуществлено в 1962 году на Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения.
По состоянию на 1 января 1997 года в действующем фонде очагового заводнения нахо-
дилось 738 скважин. Среднее давление нагнетания равно 12,5 МПа, а средняя приеми-
стость скважин 180 м3/сут. В зоне очагового заводнения в активную разработку допол-
нительно введено 355 млн.т извлекаемых запасов нефти. Внедрение очагов на Ромаш-
кинском месторождении во второй стадии разработки центральных площадей позво-
лило продлить период устойчивой добычи нефти и увеличить активные запасы
в 1,17 раза. Дебит в районе очагов возрастает через 1—3 месяца после начала закачки
воды. Безводный период длится от одного года до трех лет. При расстоянии от 400 м до
800 м скорость продвижения закачиваемой воды изменяется от 100 м/год до 800 м/год,
в среднем — 500 м/год. Это выше, чем при линейном разрезании. При очаговом завод-
нении дебиты скважин по сравнению с линейной системой выше в 1,8 раза, а конечная
нефтеотдача в 1,25 раза. Всего с начала внедрения очагов на месторождениях Татарста-
на по сравнению с линейным заводнением добыто порядка 60 млн.т нефти.
Развитие системы заводнения при площадном распространении коллектора мож-
но наглядно продемонстрировать на примере девонской залежи Бавлинского место-
рождения (рис. 6.1) [161].
Поддержание пластового давления на основной залежи нефти горизонта Д-1 Бав-
линского месторождения запроектировано через нагнетательные скважины, распо-
ложенные за контуром нефтеносности. На более наклонном крыле структуры нагне-
тательные скважины предлагалось расположить на расстоянии 400-500 м, а на поло-
гом — в 500-1000 м от внешнего контура нефтеносности. Для поддержания пластово-
го давления, равного первоначальному, объем закачки воды принят равным отбору
жидкости в пластовых условиях. Требуемое количество воды планировалось закачи-
вать через 18 нагнетательных скважин. На устье нагнетательных скважин рекомендо-
валось поддерживать давление около 5 МПа [160].
Проектом разработки предусмотрено применение законтурного заводнения с
1950 года. Однако осуществление этого метода встретило серьезные трудности, свя-
занные главным образом с освоением нагнетательных скважин на северном крыле
структуры. Пробуренные нагнетательные скважины оказались в зоне с ухудшенны-
ми коллекторскими свойствами.
Рост фонда добывающих скважин, увеличение суточной добычи нефти и отста-
вание ввода промышленной закачки воды привели к снижению пластового давления
к концу 1952 года в зоне отбора на 4,2 МПа. В связи с этим были приняты меры по
бурению нагнетательных скважин на юге структуры. Коллекторские свойства плас-
тов там оказались лучше, чем на севере месторождения. В 1952 году под нагнетание
освоены 12 скважин, из которых шесть расположены на юге залежи, две — на востоке,
три — на севере и одна — на западе. Для регулирования закачки воды по периметру в
последующие годы вступили в строй еще 12 скважин, расположенных в разных час-
тях месторождения, так как к началу 1954 года закачка воды осуществлялась крайне
неравномерно как по отдельным скважинам, так и по крыльям месторождения. Раз-
личная приемистость и неравномерное расположение нагнетательных скважин обус-
ловлены в основном неоднородными коллекторскими свойствами пласта. Для увели-
чения приемистости скважин на участках с ухудшенными коллекторскими свойства-
ми проведены глинокислотные обработки забоя и торпедирование. Однако эти мето-
ды воздействия на призабойную зону скважин ощутимых результатов не дали.
После ввода под закачку четырех новых нагнетательных скважин только к концу
1954 года удалось осуществить более или менее равномерное воздействие на пласт по
всему периметру месторождения. Эти скважины расположены на северной и восточ-
ной частях залежи. Одновременно на старых нагнетательных скважинах применен гид-
равлический разрыв пласта с целью увеличения приемистости. По состоянию на 1 ян-
варя 1958 года закачка воды в пласт осуществлялась через 26 нагнетательных скважин.
Путем законтурного заводнения падение пластового давления не только приос-
тановлено, но и удалось повысить его. К началу известного Бавлинского экспери-
мента средневзвешенное давление составляло 14,8 МПа, а по залежи — 17,4 МПа.
Давление на линии нагнетания доведено до 21—22 МПа, в отдельных скважинах до
Схема развития системы заводнения горизонта
Бавлинского нефтяного месторождения
Рис. 6.1
Скважины:
1 - добывающие;
2 - нагнетательные, введенные до 1980 г. (1960-1980 гг.);
3 - нагнетательные, введенные в 1980-1993 гг.;
4 - нагнетательные законтурного, приконтурного заводнения;
5 - проектные;
6 - проектные нагнетательные;
7 - перевод скважин из добывающих под закачку
Рис. 6.2
Эффективность модификаций системы заводнения
на разных этапах разработки Бавлинского нефтяного месторождения
25 МПа, то есть значительно выше первоначального. В центральной части залежи
пластовое давление поддерживалось в пределах 12—13 МПа.
Опыт разработки пласта Д-1 выявил и недостатки системы законтурного завод-
нения. Из-за ухудшенных свойств пластов и повышения вязкости нефти в прикон-
турных зонах приходилось бурить много дополнительных нагнетательных скважин.
На крупных месторождениях применение законтурного заводнения сопровождалось
консервированием значительных запасов нефти в центральных частях.
Вследствие перемещения контура нефтеносности фронт нагнетания воды зна-
чительно удалился от зоны отбора. В результате возникли значительные по площади
слабовырабатываемые зоны. В связи с этим осуществлен перенос фронта нагнетания.
С приближением фронта нагнетания к зоне отбора удалось повысить объемы добычи
нефти. Ввод скважин под закачку воды в пределах залежи произведен с целью усиле-
ния системы заводнения как взамен скважин, вышедших из строя по техническим
причинам, так и на участки, не полностью обеспеченные закачкой.
По мере эксплуатации залежи первоначально нефтенасыщенные зоны исчезли и
появились заводненные. С целью повышения нефтеизвлечения произведено «отрезание»
западной широкой водонефтяной зоны основной залежи. При возникновении фронта
опережающей выработки в водонефтяной зоне предлагалось создание линии нагнетания.
В проекте разработки 1986 года предлагалось разрезание основной залежи на
блоки, а на северо-восточном участке создание трех блоков. Основную залежь разде-
лить на четыре блока линией разрезания, а также линией «надрезания». Восьмой
блок — это центральная часть основной залежи.
Северо-восточный участок можно охарактеризовать как самый малопродуктивный.
Для выработки его запасов, создания активной системы заводнения и образования опре-
деленных зон стягивания были намечены четыре поперечные линии разрезания.
С целью повышения нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов заводнением
выбраны отдельные нагнетательные скважины на малопродуктивные пласты, не имею-
щие слияния с основным. Меры по воздействию на пласты с различными коллекторс-
кими свойствами и по организации замкнутой системы заводнения и отбору продук-
ции из зоны стягивания позволят повысить нефтеотдачу пластов на конечной стадии.
На рис. 6.2 приведена характеристика вытеснения нефти водой в результате ме-
роприятий по вводу скважин под закачку. После ввода большинства скважин под за-
качку улучшена характеристика вытеснения, то есть вовлечены в разработку допол-
нительные запасы нефти. Оценка дополнительной добычи нефти показала, что после
ввода скважин под закачку воды в пределах залежи извлекаемые запасы возросли на
2,2 млн. т. Это привело к повышению нефтеотдачи на 2%, в том числе за счет переноса
фронта нагнетания воды соответственно на 1, 9 млн. т, или на 1, 6%.
Для повышения охвата воздействием и коэффициента нефтеизвлечения многопла-
стовых прерывистых коллекторов используется система заводнения, суть которой зак-
лючается в том, что многопластовое нефтяное месторождение с прерывистыми пластами
разбуриваются рядами нагнетательных и добывающих скважин. Через нагнетательные
скважины в основной и прерывистые пласты закачивается вода. По мере обводнения до-
бывающих скважин на конечной стадии при наличии в разрезе этих скважин не менее
одного прерывистого пласта их переводят под нагнетание, причем переводят скважины
вдоль периметра участка с максимальным количеством вскрытых пластов. Создается зам-
кнутая система вокруг участка с максимальным количеством пластов.
6.3. Темпы отбора жидкости, нефти и обводнения продукции
девонских отложений
Известно, что весь период разработки месторождения по уровню добычи нефти
подразделяется на четыре стадии.
Первая стадия — период освоения эксплуатационного объекта характеризуется
непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости благодаря разбурива-
нию и освоению системы поддержания пластового давления на залежи.
Вторая стадия, стадия поддержания достигнутого максимального уровня добы-
чи нефти, характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нара-
станием обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатаци-
онного объекта и усиления системы заводнения пластов.
Третья стадия — период значительного снижения добычи нефти характеризует-
ся высокой обводненностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части
скважин из действующего фонда.
Четвертая, завершающая стадия разработки залежи характеризуется низкими и
медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью добы-
ваемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда.
В соответствии с этим разделением основные месторождения Татарстана и Баш-
кортостана в девонских отложениях вступили в завершающую стадию эксплуатации.
Динамика добычи нефти из эксплуатационных объектов отличается величиной
достигнутого максимального темпа отбора от начальных извлекаемых запасов, про-
должительностью стадий и основного периода разработки и степенью использования
извлекаемых запасов за основной период.
Продолжительность первой стадии по объектам в девонских отложениях Татар-
стана колеблется от 4 до 15 лет. За этот период отобрано 11—40% извлекаемых запа-
сов нефти. Продолжительность второй стадии колеблется от двух до восьми лет при
отборе 11,5—36,0% запасов. Третья стадия длится от 7 до 13 лет. За этот период отби-
рается 17—39,9% извлекаемых запасов нефти.
Общая продолжительность основного периода разработки составляет 17—30 лет.
Известно, что годовые уровни отбора нефти и жидкости, темпы закачки воды и
обводненность продукции взаимосвязаны между собой.
На рис.6.3. приведена динамика темпов отбора жидкости Тж,% от балансовых
запасов нефти в зависимости от величины текущей нефтеотдачи г] ,%.
Высокие темпы отбора жидкости на поздней стадии разработки при 60—95% об-
водненности продукции и выработке 45—50% запасов на Туймазинском месторожде-
нии обусловили рост текущего водонефтяного фактора от 1,28 м3/т в 1967 году до
28,2 м3/т в 1993 году по пласту Д-1 и с 1,53 м3/т в 1969 году до 49,4 м3/т в 1993 году по
пласту Д-П.
Следует отметить, что высокие темпы отбора жидкости в основной период раз-
работки пласта Д-1 Шпаковского месторождения не привели к снижению темпов па-
дения добычи нефти. По нашему мнению, это явилось причиной извлечения значи-
тельных объемов попутной воды.
С учетом высоких темпов отбора жидкости по пласту Д-1 Шпаковского место-
рождения, от 6% до 8% балансовых запасов нефти, и раннего освоения жестких сис-
тем внутриконтурного заводнения можно утверждать, что разработка этого объекта
осуществлялась по существу при форсированном отборе жидкости.
Обращает на себя внимание характер динамики отбора жидкости по пласту Д-IV
Серафимовского месторождения, разрабатываемого на естественном режиме заводне-
ния. Резкое повышение темпа отбора жидкости с 5,2% в 1975 году до 9—10% в 1980—
1985 годы привело к росту водонефтяного фактора с 6,6 м3/т до 64,1 м3/т.
Темп отбора жидкости из года в год увеличивается и к концу первой и второй
стадии отличается в 1,5—2,2 раза. Из рисунка видно, что на месторождениях Татар-
стана темп отбора жидкости не выше темпов месторождений Башкортостана. Если по
Серафимовскому месторождению темп отбора жидкости, равный 9,3%, является са-
мым высоким, то по девонским месторождениям Татарстана самый высокий, 6,8%, на
Первомайском, 5,9% на Ново-Елховском, 4,7% на Ромашкинском и 2,7% на Бондюж-
ском. В третьей стадии отбор жидкости по одним месторождения практически сохра-
няется постоянным, по другим значительно возрастает, по третьим снижается.
Основное влияние на интенсивность обводнения продукции девонских отложе-
ний на завершающей стадии разработки оказывают темпы отбора жидкости и закач-
ки воды, степень выработанности и обводненности пластов, фонд добывающих и на-
гнетательных скважин, их соотношение, а также возможные перетоки из смежных по
разрезу пластов и горизонтов.
Динамика темпов отбора жидкости (Тж)
в зависимости от текущей нефтеотдачи (г|т)
2 - Д-IV Шкаповского месторождения
3 - Д-1 Серафимовской-Леонидовской площади
4 - Д-1 + Д-11 Константиновской площади
5 - Д-1 + Д-П Туймазинского месторождения
6 - Д-IV Серафимовского месторождения
7 - Д-1 Бавлинского месторождения
8 - Д-0—Д-1 Ромашкинского месторождения
9 - Д-1 Ново-Елховского месторождения
10 - Д-0—Д-1 Бондюжского месторождения
11 - Д-О-Д-l Первомайского месторождения
На рис. 6.4 приведены кривые обводнения продукции и величины водонефтя-
ных факторов объектов девонских отложений в зависимости от текущих значений
коэффициента нефтеотдачи.
Обводненность к концу первой стадии по месторождениям Татарстана изменяет-
ся от 2,5% до 12,5%, к концу второй стадии возрастает от 19 до 58%. На Ромашкинском
месторождении темпы обводнения за этот период возрастают до 2,2—7,7% в год. К кон-
цу третьей стадии обводненность увеличивается от 62% до 89,8%. Обводненность в за-
вершающей стадии разработки по девонским месторождениям составляет 86,7—90,7%.
На характер динамики обводнения подавляющее влияние оказывает расчленен-
ность и распределение начальных извлекаемых запасов между пластами эксплуата-
ционного объекта.
С технологической точки зрения различное поведение кривых скоростей нарас-
тания обводненности можно объяснить следующим образом.
Однопластовые объекты разрабатываются высокими темпами при незначитель-
ном количестве отключенных из эксплуатации обводненных до предела экономичес-
кой рентабельности скважин. Вследствие чего показатель скорости нарастания обвод-
ненности в рассматриваемом интервале постоянно растет, но в результате массового
выбытия скважин из эксплуатации в поздней стадии происходит резкое его снижение.
Многопластовые объекты разрабатывались умеренными темпами добычи нефти
и жидкости. В начальный период здесь вырабатывались в основном запасы базисных
пластов, что привело к росту скоростей нарастания обводненности добываемой про-
дукции. Отключение в скважинах базисных пластов по мере их обводнения на девон-
ских объектах ведет к уменьшению этого показателя.
Из рис. 6.4 видно, что в основной период разработки происходит наиболее ин-
тенсивное обводнение девонских пластов Шкаповского месторождения. В дальней-
шем темпы обводнения по этому объекту замедляются, уступая одновозрастным от-
ложениям Туймазинского месторождения. В результате этого накопленный водонеф-
тяной фактор по девонским пластам Туймазинского месторождения на 1 января
1995 года составил 2,96 м3/т и оказался выше, чем по Шкаповскому — 2,51 м3/т.
Наименьшее значение суммарного водонефтяного фактора отмечается на зале-
жах нефти Серафимовского месторождения — 1,43 м3/т.
В результате снижения темпа отбора жидкости вдвое в 1990—1993 годы удалось
снизить величину водонефтяного фактора на 33,7%. Добыча нефти при этом умень-
шилась лишь на 5% — с 14,5 тыс.т до 13,8 тыс.т.
Важные результаты получены при снижении темпов отбора жидкости ио залежи
пласта Д-1 Серафимовской площади. Сокращение отбора жидкости в 1991—1993 го-
дах в 2,8—3,7 раза по сравнению с периодом с 1989 по 1990 годы привело к снижению
водонефтяного фактора с 34,2 м3/т до 12,8 м3/т. Добыча нефти при этом уменьшилась
всего на 12—14% [44].
Ограничение отборов попутной воды осуществлено остановкой 3780 нерента-
бельных высокообводненных скважин, отключением из разработки обводненных пла-
стов, на которых размещены 3560 скважин, интенсификацией отбора нефти по без-
водным или малообводиенным участкам, вытеснением нефти из частично промытых
пластов или из водонефтяных в нефтяные зоны, особым режимом работы обводнен-
ных скважин на заводненных участках путем длительной остановки на 2-3 месяца и
последующим пуском обводненного фонда. В результате этого отбор попутной воды
сокращен на 180 млн.т в год. Обводненность в течение семи лет стабилизировалась на
Зависимость обводненности текущего и накопленного водонефтяных факторов
от текущей нефтеотдачи по девонским залежам Бавлинского, Бондюжского,
Ново-Елховского, Первомайского, Ромашкинского, Серафимовского,
Туймазинского и Шкаповского месторождений
Рис. 6.4
Шифры кривых: 1,2,3,4, 5, 6,7, 8 - обводненности (/в) продукции; 9, 10, 11, 12,13,
14,15,16 - текущие водонефтяные факторы (ВНФ); 17,18,19, 20, 21,22, 23, 24,
накопленные водонефтяные факторы (5ВНФ); соответственно: 1,16, 17 - для Ново-
Елховского; 2,15,18 - для Первомайского; 3, 9, 20, - для Шкаповского;
4,14,19 - для Ромашкинского; 5,10, 22 - для Туймазинского;
6, 13, 21 - для Бондюжского; 7,11,23 - для Серафимовского;
8,12, 24 - для Бавлинского месторождений
уровне 87-89%, водонефтяной фактор составил 1,4—2,0 м3/т. Результаты регулирова-
ния процесса заводнения свидетельствует о том, что к концу разработки водонефтя-
ной фактор по месторождениям не превысит 3,0 м3/т.
На рис. 6.5 представлены кривые динамики темпов отбора нефти (Тн,%) от ба-
лансовых запасов в зависимости от текущей нефтеотдачи (т]т,%).
Наибольшими годовыми темпами отбора нефти на первой и второй стадиях раз-
работки характеризуются залежи пласта Д-IV Серафимовского месторождения и 11ла-
стов Д-1 + Д-Н Константиновской площади этого же месторождения (рис.6.5). Наи-
больший уровень годовой добычи нефти по этим залежам достигнут за достаточно
короткий период времени от 4 до 6 лет при текущей нефтеотдаче 6—19% и обводнен-
ности продукции 1,3—5,7%. Относительно быстро, за шесть-восемь лет, введен в раз-
работку основной фонд добывающих скважин на залежах девонских отложений Д-IV
Динамика темпов отбора жидкости (Тж)
в зависимости от текущей нефтеотдачи (Т]т)
2 - Д-IV Шкаповского месторождения
3 - Д-1 Серафимовско-Леонидовской площади
4 - Д-1 + Д-П Константиновской площади
5 - Д-1 + Д-П Туймазинского месторождения
6 - Д-IV Серафимовского месторождения
7 - Д-1 Бавлинского месторождения
8 - Д-О-Д-1 Ромашкинского месторождения
9 - Д-1 Ново-Елховского месторождения
10 - Д-О-Д-1 Бондюжского месторождения
11 -Д-О-Д-1 Первомайского месторождения
Шкаповского месторождения и Д-П Константиновской площади. По пласту Д-1 Шка-
повского месторождения наибольший темп отбора нефти достигнут при текущей неф-
теотдаче 30% и обводненности продукции 28%. Ускоренному выходу на максималь-
ный отбор нефти по залежи девонских пластов Константиновской площади и пласта
Д-IV Шкаповского месторождения способствовал активный естественный напор пла-
стовых вод.
Высокие темпы добычи нефти удалось удерживать лишь в течение небольшого
периода времени. По залежам пластов Д-1 и Д-П Константиновской площади после
достижения наибольшего уровня добыча нефти за четыре года снизилась в 3,5 раза.
По пласту Д-IV Шкаповского месторождения спустя 5 лет после достижения макси-
мального уровня добыча нефти снизилась вдвое.
Относительно низкими темпами отбора нефти по сравнению с другими объек-
тами разрабатывались залежи пластов Д-1 и Д-П Туймазинского месторождения.
Периоды разбуривания объектов этого месторождения до проектного уровня оказа-
лись длительными и произошло запаздывание освоения системы внутри контурно-
го заводнения.
Интенсивность системы разработки к концу второй стадии во многом предопре-
деляет темп среднегодового снижения добычи нефти на третьей стадии. Так, при ин-
тенсивности системы разработки объекта к концу второй стадии, равной 0,44, средне-
годовое снижение добычи нефти оказывается не более 12%. С увеличением интенсив-
ности разработки на второй стадии до 0,55 среднегодовое снижение добыча нефти на
третьей стадии достигает 25%.
На практике быстрое падение добычи нефти по площадям и месторождениям на
третьей стадии расценивается как недостаток системы разработки. Однако высокая
интенсивность системы разработки, достигнутая к концу второй стадии, неизбежно
сопровождается быстрым падением добычи нефти на третьей, хотя используемая си-
стема на месторождениях эффективна и обеспечивает высокий коэффициент нефте-
извлечения.
На рис.6.5 видно, что в Татарстане самый высокий темп отбора нефти, равный 3,4%,
достигнут на Бавлинском месторождении. По остальным месторождениям темп отбора
нефти изменяется от 1,9% до 2,7%. Такое различие объясняется взаимовлиянием геоло-
гических, технологических и организационных факторов: площади нефтеностности
объектов, сроков вывода на максимальный уровень добычи нефти, неоднородности и
продуктивности коллекторов, интенсивности реализуемой системы разработки и так
далее. Особенно характерно это явление для высокопродуктивного эксплутационного
объекта, плотной сетки скважин и сокращении сроков его освоения. С ростом геологи-
ческой неоднородности коллекторов темп отбора нефти уменьшается.
Интенсивное падение добычи нефти на поздней стадии происходит не только за
счет истощения запасов по эксплуатационным объектам, но главным образом за счет
изменения структуры остаточных запасов. В настоящее время темпы выработки не-
фти слабопроницаемых пластов в 6—8 раз, водонефтяных зон — в 1,8, песчаных линз —
2,3, а в целом в 3,9—4,2 раза ниже, чем высокопроницаемых пластов. На начальной
стадии, до отбора 5—6% начальных извлекаемых запасов, ухудшение структуры запа-
сов оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной
отбор нефти обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии после отбо-
ра 2/3 запасов нефти, несмотря на проведение большого объема мероприятий, струк-
тура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи нефти. При этом
чем больше доля трудноизвлекаемых запасов нефти, тем при более низкой суммар-
Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды (К)
в зависимости от текущей нефтеотдачи (т)т)
-----1--------1 ।--------1--------1---------1--------->-
10 20 30 40 50 60 % т|т
Рис. 6.6
Залежи в девонских отложениях:
1 - Д-l Шкаповского месторождения;
2 - Д-IV Шкаповского месторождения;
3 - Д-l Серафимовского месторождения;
4 - Д-l + Д-П Константиновской площади;
5 - Д-l Д-П Туймазинского месторождения;
6 - Д-l Бавлинского месторождения;
7 - Д-0-Д-1 Ромашкинского месторождения;
8 - Д-l Ново-Елховского месторождения;
9 - Д-0-Д-1 Бандюжского месторождения;
10 - Д-0-Д-1 Первомайского месторождения.
ной добыче начинается снижение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов.
Темп отбора текущих извлекаемых запасов имеет тенденцию роста до отбора 60—70%
запасов нефти, после чего начинает снижаться. При этом темп снижения зависит от
структуры запасов при одинаковой выработке залежи.
6.4. Компенсация отборов жидкости закачкой воды
Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по объектам Татарста-
на и Башкортостана представлена на рис.6.6. Из рисунка видно, что наиболее высокая
компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута в первой стадии разработки
до отбора 8— 10% начальных балансовых запасов. По мере восполнения пластовой энер-
гии компенсация закачкой воды снизилась до 90— 120% отбора жидкости в пластовых
условиях.
По Ромашкинскому месторождению годовая и накопленная компенсация отбо-
ра жидкости закачкой воды в последние 38 лет удерживается на уровне 104—108%, по
Ново-Елховскому месторождению на протяжении 25 лет — на уровне 112—117%.
Согласно проектным документам поддержание пластового давления на Бавлин-
ском и Туймазинском месторождениях планировалось путем законтурного заводне-
ния. При этом способе сохраняется водонапорный режим вплоть до рентабельного
уровня извлечения нефти из пласта [161]. Разработка Бавлинского месторождения
началась в 1946 году. В 1952 году начата промышленная закачка воды. Компенсация
отбора жидкости закачкой воды росла и в 1966 году достигла максимального значе-
ния 146%. При этом темп отбора жидкости составил 5%, отобрано нефти 75% от на-
чальных извлекаемых запасов.
Внедрение на Бондюжском и Первомайском месторождениях очагового завод-
нения, перенос фронта нагнетения, разрезание месторождения на блоки, применение
циклического заводнения позволили уменьшить компенсацию с 210% до 85%.
Если в целом по площадям и месторождениям отбор жидкости компенсировал-
ся закачкой воды, то по отдельным блокам и зонам пластовое давление снизилось на-
много по сравнению с первоначальным. В связи с этим решалась проблема оптимиза-
ции и распределения закачки по отдельным блокам.
Вопросу целенаправленной оптимизации пластовых давлений на месторожде-
нии уделялось недостаточное внимание. Хотя этой проблемой нефтяники Татарстана
занимались практически в течение всей истории нефтегазодобычи. Осуществлялся
постоянный контроль за динамикой пластового давления. Для этого по всем место-
рождениям ежеквартально строились карты изобар. На первой и второй стадиях в
связи с массовым вводом в эксплуатацию новых добывающих скважин и системати-
ческим отставанием строительства объектов заводнения пластовое давление по от-
дельным площадям Ромашкинского месторождения снижалось до 14 МПа, а по дру-
гим месторождениям — до 13,5 МПа. По слабопроницаемым коллекторам оно про-
должало снижаться и в третьей стадии разработки. По отдельным участкам пластовое
давление достигло 12 МПа. В таких случаях основной задачей заводнения являлось
наращивание объемов закачки воды с целью повышения пластового давления. На-
блюдениями установлено, что чрезмерное снижение пластового давления на ряде уча-
стков существенно ухудшало условия для освоения скважин на нефть и под закачку
воды, способствовало снижению коэффициента продуктивности, дебитов и приемис-
тости скважин. Впоследствии было доказано возникновение необратимых изменений
коллекторских свойств пласта.
Опыт разработки показал, что оптимальным для выработки основного объема
пластов является давление нагнетания около 15 МПа, а для освоения слабопроница-
емых коллекторов целесообразно применять закачку воды высокой минерализации,
сточной воды с минерализацией 60—100 г/л или облагороженной воды при давлени-
ях закачки 10—12 МПа.
В Башкортостане в девонских отложениях наиболее высокие компенсации от-
бора жидкости закачкой воды в основной период разработки вплоть до текущей
нефтеотдачи 40% отмечаются на залежах нефти пластов Д-1 и Д-IV Шкаповского ме-
сторождения. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по пласту Д-IV, начиная
с 1965 года при текущей нефтеотдаче 27%, заметно превышает компенсацию по гори-
зонту Д-1. Это обусловлено тем, что приемистость нагнетательных скважин в ниже-
лежащем пласте на 20—25% оказалась выше. Учитывая, что на Серафимовском мес-
торождении основной объем воды закачивался через законтурные нагнетательные
скважины, то влияние заводнения на обводнение продукции этого месторождения ока-
залось значительно ниже, чем на Шкаповском месторождении.
Относительно стабильной поддерживалась компенсация текущих отборов жид-
кости закачкой воды при разработке пластов Д-1 и Д-П Туймазинского месторождения.
На начальной стадии объемы закачки воды многократно превышают текущие
отборы жидкости. Однако по объектам суммарная компенсация превышала суммар-
ные отборы на небольшую величину и их равновесие достигнуто в 1957 году. В после-
дующие годы, например в 1973 году, объем закачки превышал отбор жидкости на 11,3%.
С 1974 года соотношение «закачка-отбор» постепенно сокращается, и в 1990 году сум-
марное превышение составило всего 7,3%.
Наиболее интенсивное заводнение залежей девонских пластов происходило на
Шкаповском месторождении. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по плас-
ту Д-1 в 1961 — 1993 годах колебалась в пределах 121 — 144% при соотношениях нагне-
тательных скважин (пн) к добывающим (п ) 0,24—0,5, апо пласту Д-IV эти параметры
менялись от 169% в 1961 году до 122% в 1973 году при п/ пд= 0,21—0,23.
В последнее время на этих объектах изменение темпов закачки воды и отборов
жидкости привело к заметному повышению или снижению водонефтяного фактора.
Например, увеличение закачки воды на 131,4% и повышение темпов отбора жидкости
на 106,5% в 1992 году по сравнению с 1991 годом по пласту Д-1 Константиновской
площади Серафимовского месторождения привело к росту водонефтяного фактора с
15,7 м3/тдо 17,3 м3/т, а в 1993 г. до 22,1 м3/т. По пласту Д-П Константиновской площа-
ди напротив сокращение объемов закачки воды вплоть до 31,6% и 30,7% в 1991 и 1992
годах по сравнению с предыдущим, 1990 годом, и фактическое прекращение закачки
в 1993 году при одновременном уменьшении отбора жидкости на 13—50% позволило
снизить ВНФ с 22,0 м3/т в 1991 году до 9,8 м3/т в 1993 году.
Соотношение между нагнетательными и добывающими скважинами составило
всего 0,14. При этом отборы нефти сократились лишь на 3,8—14%.
Аналогичная ситуация сложилась и по залежам пласта Д-1 Серафимовской и Ле-
онидовской площадей, в которых компенсация отбора жидкости закачкой воды со-
ставила лишь 31% при соотношении между нагнетательными и добывающими сква-
жинами 0,25 [44].
На южном участке пласта Д-1 Шкаповского месторождения с августа 1977 по
январь 1978 года нагнетание воды сократили до 36%. За этот период добыча нефти
увеличилась на 28% при стабилизации обводненности продукции.
6.5. Плотность сетки и размещение скважин по площади
Сетка скважин девонских залежей в свое время считалась редкой. Действитель-
но, 20 га/скв в пределах зоны отбора было непривычно большим, так как обычно
плотность сетки была на порядок меньше. В последующие годы, особенно после от-
крытия и ввода в разработку гигантского Ромашкинского месторождения, плотность
сетки Туймазинского месторождения многократно приводилась в качестве примера
«загущенной» сетки.
Практика разработки многих месторождений, в том числе в Башкортостане, по-
казала правоту сторонников «плотной» — оптимальной сетки, как ее понимают
В.Н.Щелкачев и другие специалисты.
Общепринятой методики выбора оптимальной плотности сетки скважин пока
нет. В качестве основного показателя ее рациональности может быть выбран коэффи-
циент извлечения нефти. Достижение почти 60% отбора геологических запасов для
продуктивных пластов Туймазинского месторождения, отличающихся резко выражен-
ной неоднородностью геологического строения, является убедительным доказатель-
ством оптимальности выбранной и реализованной сетки скважин[18].
В первоначальных проектах разработки девонских пластов Серафимовского и Шка-
повского месторождений принята плотность сетки 20 га/скв, кроме пласта Д-IV Шка-
повского месторождения, где сетка утверждена в 30 га/скв. Фактические плотности сет-
ки скважин на большинстве залежей нефти не соответствуют проектным документам в
основном из-за слабой разбуренности водонефтяных зон. На этих зонах удельные пло-
щади на одну скважину составляют 48-96 га/скв. В пределах первоначальных границ внут-
реннего контура нефтеносности плотности сеток меняются от 16 га/скв. до 22 га/скв.
Изучено влияние различных геологических и технологических факторов на нефте-
отдачу месторождений Урало-Поволжья методами многофакторного анализа и с учетом
главных компонентов [37]. Установлено, что уплотнение сетки скважин от 60—80 га/скв.
до 20 га/скв. на залежах с неоднородными, расчлененными и прерывистыми коллектора-
ми с вязкостью более 10 мПа«с (1-я группа ) увеличивает нефтеотдачу на 12—15%, а в
пластах со средними значениями параметров свойств коллектора и пластовой жидкости —
на 7—9% (2-я группа). В высокопроницаемых слаборасчлененных пластах — на 3—4%
(3-я группа) [37]. Здесь нами рассмотрены залежи нефти группы 2.
Сопоставление фактических данных о плотности сетки скважин, текущей неф-
теотдаче и накопленных водонефтяных факторах Туймазинского, Шкаповского и
Серафимовского месторождений подтверждает, что между этими параметрами суще-
ствует определенная зависимость. Так, при более плотной сетке скважин накоплен-
ные водонефтяные факторы пласта Д-1 Серафимовско-Леонидовской площади по-
чти в 1,5—2 раза ниже, а текущая нефтеотдача на 4,2 и 2,7 пункта выше, чем по плас-
там Д-1 и Д-IV Шкаповского месторождения.
Разработка месторождений в настоящее время осуществляется, естественно, при
более редких сетках скважин ввиду отключения значительного их числа при достижении
высокой обводненности продукции, перевода с одного объекта на другой, освоения добы-
вающих скважин под закачку воды и т.д. Количество отключенных скважин в процентах
от общего числа пребывавших в эксплуатации скважин по залежам пластов Д-1 и Д-П
Туймазинского месторождения, пласта Д-1 Серафимовско-Леонидовской площадей, пла-
стов Д-1 и Д-П Константиновской площади, пластов Д-1 и Д-IV Шкаповского месторож-
дения по состоянию на 1 января 1994 года составляют соответственно 61,68,82,72.
Действующие скважины размещены по площади нефтеносности неравномерно —
в зонах с различной остаточной нефтенасыщенностью и с неодинаковой обводненное-
тью продукции. На действующий фонд добывающих скважин накладывается большая
нагрузка. Например, по пластам Д-1 и Д-IV Шкаповского месторождения для дости-
жения проектных величин нефтеотдачи, принятых ГКЗ равными 55,4% и 59,1%, из
каждой действующей скважины необходимо отобрать соответственно 30,6 тыс.т и
50,6 тыс.т нефти.
Влияние различных факторов, в том числе и плотности сетки скважин, по место-
рождениям Татарстана изучалось путем статистической обработки коэффициентов
текущего нефтеизвлечения различных девонских объектов при одинаковом относи-
тельном отборе жидкости.
Для проведения многофакторного корреляционного анализа по 26 объектам раз-
работки, включающим 19 площадей Ромашкинского, Первомайского, Бондюжского,
Бавлинского, Комаровского, Елабужского, двух площадей Ново-Елховского место-
рождений, приняты следующие основные показатели геологического строения и гео-
лого-физических свойств коллектора:
— доля начальных балансовых запасов нефти, находящихся в малопродуктивных
коллекторах;
— коэффициент песчанистости;
— средневзвешенная по толщине пласта проницаемость;
— расчетная послойная неоднородность;
— средняя нефтенасыщенная толщина коллектора.
В качестве основных показателей, характеризующих систему разработки, взя-
ты следующие:
— плотность сетки скважин, определенная по добывающим скважинам, перебывав-
шим в эксплуатации;
— число действующих добывающих скважин, приходящихся на действующую на-
гнетательную;
— темп отбора жидкости от начальных балансовых запасов нефти.
Параметры физико-химических свойств пластовой нефти для исследуемых
объектов имеют сравнительно близкие значения, поэтому не берутся во внимание (не
включены в анализ). Исключен также коэффициент расчлененности, который корре-
ляционно тесно связан с параметром песчанистости.
Расчеты выполнены при относительном отборе жидкости из объектов, равном
0,4 и 0,5. Текущая обводненность при этом составляет выше 50—70%, то есть объекты
находятся на сравнительно поздней стадии разработки.
В результате расчетов получены уравнения регрессии с наиболее существенно
влияющими факторами. Анализ уравнений показывает, что на эффективность вытес-
нения нефти для девонских объектов оказали влияние такие факторы, как толщина
пласта, коэффициент песчанистости, проницаемость, соотношение числа добываю-
щих скважин к нагнетательным и др. При относительном отборе жидкости, равном
0,5, начинает оказывать существенное влияние доля начальных балансовых запасов
нефти в малопродуктивных коллекторах. С увеличением доли запасов в малопродук-
тивных коллекторах коэффициент текущей нефтеотдачи уменьшается. В связи с этим
к проблеме их выработки на заключительных стадиях разработки должно быть обра-
щено должное внимание.
В результате группировки методом главных компонент выделены схожие объек-
ты разработки. В дальнейшем методом многофакторного корреляционного анализа про-
ведены расчеты по 16 объектам разработки, которые попали в одну группу. Оказалось,
Таблица 6.1
Относительное уменьшение коэффициента текущего
нефтеизвлечения (%) при снижении плотности сетки скважин
Относительный отбор жидкости Снижение плотности сетки с 30 га/скв., соответственно, до
50 га/скв 70 га/скв 90 га/скв
0,4 8,5 14,7 19,6
0,5 8,5 14,7 18,7
что при изучении текущей нефтеотдачи по схожим объектам разработки выявляется
влияние плотности сетки скважин (табл. 6.1).
Из таблицы следует, что разработка девонских объектов с более плотной сеткой
скважин позволяет при одинаковом объеме прокачанной через пласт жидкости повы-
сить коэффициент текущего нефтеизвлечения.
Характеристика вытеснения наиболее полно отражает предысторию процесса раз-
работки залежи и интегрально учитывает геологические особенности строения эксп-
луатационного объекта. В связи с этим характеристика вытеснения может быть ис-
пользована для анализа влияния того или иного фактора на полноту вытеснения не-
фти из пласта. С использованием характеристик вытеснения определены активные
запасы нефти и коэффициенты нефтеизвлечения при уплотнении первоначальных
редких сеток скважин путем добуривания конкретных эксплуатационных объектов.
Результаты этой работы по некоторым девонским залежам приведены в табл. 6.2.
Из таблицы следует, что извлекаемые запасы и прогнозные конечные коэффи-
циенты нефтеизвлечения, определенные по характеристике вытеснения, различают-
ся в зависимости от плотности сетки скважин и из-за внедрения различных меропри-
ятий на эксплуатационных объектах. Таким образом, оценка влияния различных фак-
торов на текущее нефтеизвлечение методом многофакторного корреляционного ана-
лиза позволяет для девонских объектов сделать следующие выводы:
— влияние плотности сетки скважин может быть выявлено при статистической об-
работке геолого-промысловых данных по объектам, которые имеют схожее гео-
логическое строение и физические свойства коллекторов. Группирование объек-
тов можно проводить методом главных компонентов;
— при более плотной сетке скважин текущее нефтеизвлечение при одинаковом объе-
ме прокачанной через пласт жидкости оказывается выше;
— при более плотной сетке скважин происходит прирост извлекаемых запасов не-
фти и повышается коэффициент нефтеизвлечения эксплуатационного объекта.
6.6. Накопленный водонефтяной фактор и текущая нефтеотдача на
поздней стадии разработки залежей в девонских отложениях
Сопоставление накопленного водонефтяного фактора и текущей нефтеотдачи
произведено в интервалах до и после достижения 90% обводненности продукции
(табл. 6.3.) [44]. Такое сопоставление представляет важный практический интерес, так
как позволяет решать вопрос о целесообразности наращивания отборов больших объе-
мов жидкости на поздней стадии разработки залежей.
Таблица 6.2
Прирост извлекаемых запасов нефти и коэффициента нефтеизвлечения
девонских залежей при уплотнении сеток скважин
Извлекаемые запасы, тыс.т Коэффициент нефтеотдачи, % Плотность сетки, га/скв. Прирост коэффици- ента нефтеотдачи, %
1 2 3 4
Абдрахмановская площадь
247331 42,4 24,9 0
261442 44,8 23,8 2,4
271600 46,6 22,8 4,2
265673 45,6 21,4 3,2
265708 45,6 20,1 3,2
272120 46,7 19,3 4,3
274246 47,0 19,0 4,6
277440 47,6 17,7 5,2
279733 48,0 17,0 5,6
Первомайское месторождение
42262 44,4 33,3 0
42005 44,1 32,4 -0,3
44936 47,2 31,6 2,8
45431 47,7 31,0 3,3
45358 47,7 31,0 3,3
44957 47,2 30,5 2,8
46354 48,7 29,6 4,3
Бондюжское месторождение
54642 53,6 29,9 0
55427 54,4 28,5 0,8
56638 55,6 27,8 2,0
57006 56,0 27,4 2,4
59013 57,9 26,9 4,3
59684 58,6 26,2 5,0
61420 60,3 25,8 6,7
62303 61,2 25,5 7,6
продолжение таблицы 6.2
1 2 3 4
Ново-Елховское месторождение
247995 48.4 30,0 0
244315 47,6 29,0 -0,8
255370 49,8 27,6 1,4
259349 50,6 25,9 2,2
259622 50,6 24,8 2,2
260202 50.7 24,0 2,3
263232 51,3 23,4 2,4
Елховская площадь
148554 47,8 29,7 0
146370 47,1 28,7 -0,7
147455 47,5 27,2 -о,з
148942 48,0 25,8 0,2
149916 48,3 25,0 0,5
150164 48,4 24,5 0,6
151505 48,8 23,9 1,0
Акташская площадь
92780 51,0 28,9 0
91661 50,4 28,4 -0,6
102518 56,3 27,4 5,3
104542 57,5 25,8 6,5
103048 56,6 24,7 5,6
102307 56,2 24,0 5,2
103295 56,8 23,7 5,8
Из табл.6.3 видно, что до 90% обводненности продукции накопленные водонефтя-
ные факторы по основным залежам девонских пластов Туймазинского и Шкаповского
месторождений составляли соответственно 1,07 м3/ т, 1,36 м3/т и 0,84 м3/ т , а после
достижения 90% обводненности продукции по состоянию на 1 января 1994 г. на одну
тонну добытой нефти уже приходилось по 20,2 м3, 17,2 м3 и 18,0 м3 воды. При этом до
достижения 90% обводненности приросты нефтеотдачи оказались лишь 5,1%, 3,3% и 3,8%.
При сохранении существующей системы разработки в соответствии с гидроди-
намическими расчетами прирост ВНФ по этим эксплуатационным объектам достиг
внушительных величин — 50,5 м3/ т.
Сл
ю
Таблица 6.3
Приросты текущей нефтеотдачи и водонефтяного фактора до и после достижения 90%
обводненности на поздней стадии разработки залежей
Месторождение, горизонт Текущие показатели до достиже- ния 90% обводненности продукции Прирост показателей после достижении 90% обводненности продукции по состоянию на 1.01.1994г. Прирост показателей за период с 01.01.1994 г. до конца разработки залежи
текущая нефтеотдача, % накопленный ВНФ, м3/т текущая нефтеотдача, % накопленный ВНФ, м3/т текущая нефтеотдача, % накопленный ВНФ, м3/т
Бавлинское, Д-1 (основная залежь) 54,6 0,55 3,0 18,0 2,1 26,6
Бондюжское 52,6 1,42 3,5 8,9 3,0 16,2
Туймазинское,Д-1+Д-П 49,9 1,07 5,1 20,2 3,6 55
Шкаповское, Д-1 48,5 1,36 4,8 17,2 2,1 31,9
Шкаповское, Д-IV 51,0 0,84 3,8 18,0 3,2 32,3
Серафимовское, Д-1 54,8 1,30 2,9 13,5 1,5 25,4
Константиновское, Д-П 57,5 0,66 3,6 6,0 2,6 9,1
Серафимовское, Д-IV 54,2 1,2 4,6 16,8 0,6 11,7
Глава 6
Таблица 6.4
Объемы нагнетания воды в пласты до и после достижения 90%-й
обводненности продукции
Месторождение, горизонт Закачка воды
до достижения 90%-й обводненности продукции после достижения 90%-й обводненности продукции
накопленный объем воды, млн. м1 закачано воды на одну тонну добытой нефти, м3 накопленный объем закачки воды, млн. м3 закачано воды на одну тонну добытой нефти, м3
Бавлинское, Д-1 (основная залежь) 139,5 2,28 67,9 20,0
Бондюжское, Д-1 163,1 3,02 36,2 9,9
Шкаповское, Д-1 208,9 3,40 188,3 21,9
Шкаповское, Д-IV 164,3 3,20 61,0 16,0
Серафимовско- Леонидовское, Д-1+Д-0 89,9 1,98 31,7 15,8
Константиновское, Д-П 26,4 2,40 17,8 18,7
Константиновское, Д-1 5,5 1,94 3,2 8,36
Туймазинское, Д-1+Д-П 670,4 1,90 599,9 14,7
Отбор столь значительного количества воды, приходящегося на одну тонну до-
бытой нефти, вряд ли является оправданным на завершающей стадии разработки как
с технологической, так, очевидно, и с экономической точки зрения.
Объемы отбора жидкости и обводненность продукции залежей, разрабатывае-
мых при искусственном заводнении, на завершающей стадии разработки тесно связа-
ны с объемами нагнетаемой воды.
Сведения, приведенные в табл. 6.4, свидетельствуют о существенном увеличе-
нии объема нагнетаемой воды, приходящегося на одну тонну добываемой нефти, пос-
ле достижения 90%-й обводненности по сравнению с периодом до достижения ука-
занной величины обводнения продукции.
Очевидно, что в подобных условиях отбора жидкости и закачки воды необходи-
мо идти по пути сокращения объемов нагнетаемой воды.
6.7. Выработка запасов нефти залежей девонских отложений
Остаточные запасы нефти при разработке эксплуатационных объектов в девонс-
ких отложениях по степени значимости сосредоточены ([7—9, 18]:
— в водонефтяных зонах;
— в маломощных пластах продуктивных горизонтов;
- в линзах, тупиках и застойных зонах;
— в кровельной части пластов.
При применении традиционных методов разработки при естественном режиме
или стационарном заводнении эти запасы вырабатываются низкими темпами и с низ-
кой нефтеотдачей — 0,2—0,3. Малопродуктивные, маломощные коллекторы отлича-
ются сложным строением, значительной прерывистостью площадного распростране-
ния и расчлененностью по разрезу. Для большинства таких коллекторов характерно
линзовидное и полосообразное залегание самых причудливых очертаний и форм с
различным количеством вскрывших эти участки скважин. Условия залегания и сте-
пень контакта с зонами развития неколлекторов и коллекторов высокой продуктив-
ности с различной глинистостью также самые разнообразные.
В Татарстане определенная доля запасов нефти в этой группе коллекторов со-
средоточена и в пластах гд нижнепашийской пачки. Однако, в условиях площадного
распространения высокопродуктивных коллекторов малопродуктивные слабопрони-
цаемые, во-первых, имеют подчиненное значение, будучи представлены в виде пере-
ходной разности по разрезу и редко в виде самостоятельных пластов по площади; во-
вторых, находятся в более благоприятных условиях разработки благодаря наличию
достаточно тесной взаимосвязи с высокопродуктивными коллекторами. Литолого-пет-
рографическая особенность этой группы коллекторов отчетливо проявилась как на
первых этапах разработки месторождения, так и на последующих в условиях эксплу-
атации многопластового объекта единым фильтром и единой сеткой скважин.
Выделяются два типа залегания линз среди неколлекторов и малопродуктивных
коллекторов, находящихся полностью или частично в контакте с высокопродуктив-
ными коллекторами.
Каждый тип подразделяется на четыре подтипа в зависимости от количества сква-
жин, вскрывших зону распространения коллектора: а — линза, вскрытая одной сква-
жиной; б — двумя скважинами; в — тремя скважинами; г — площадное распростране-
ние при вскрытии четырьмя и более скважинами.
Результаты подсчета запасов малопродуктивных коллекторов Ромашкинского
месторождения сводятся к следующему: в них по продуктивным отложениям пласта
Д-0 и пластам a-в горизонта Д-1 сосредоточено 10,4% балансовых запасов. Величина
запасов по площадям Ромашкинского месторождения изменяется в довольно широ-
ких пределах (табл. 6.5.).
Анализ показал, что важным фактором является степень изолированности запа-
сов. На Ромашкинском месторождении в изолированных линзах и в линзах, контак-
тирующих с высокопродуктивными коллекторами, содержится соответственно 8,3%
и 91,7% запасов. В линзах, вскрытых одной скважиной, — 11,4% и 88,6%, двумя —7,4%
и 92,6% и тремя — 3,2% и 96,8%.
К трудноизвлекаемым относятся запасы нефти, сосредоточенные в небольших
по размеру линзах, как правило, обособленных по площади простирания и по разрезу.
Анализ запасов высокопродуктивных коллекторов с различной степенью глинистос-
ти, сосредоточенных в небольших линзах с одной-двумя скважинами, показал, что
они развиты как в пределах пласта Д-0, так и по пластам горизонта Д-1. Запасы в та-
ких коллекторах составляют 11,7% балансовых запасов месторождения.
Под водонефтяной зоной (ВИЗ) обычно понимается часть залежи, расположен-
ная между внутренним и внешним контуром нефтеносности. Это справедливо для
однопластовых месторождений типа Бавлинского и для месторождений, на которых
Таблица 6.5
Распределение балансовых запасов нефти в малопродуктивных коллекторах
пласта Д-0 и горизонта Д-1 Ромашкинского месторождения
Площадь разработки Балансовые запасы нефти, %
пласта Д-0 горизонта Д-1 в малопродуктивных коллекторах Д-0 и Д-1
Абдрахмановская - 100,0 11,3
Южно- Ромашкш 1ская - 100,0 4,6
Западно-Лениногорская - 100,0 5,1
Зай- Каратайская 0,4 99,6 4,9
Куакбашская 15,2 84,8 1,3
Миннибаевская 24,2 75,8 11,1
Альметьевская 26,4 73,6 8,5
Северо-Альметьевская 32,8 67,2 7,7
Березовская 37,0 63,0 4,4
Восточно-Сулеевская 1,0 99,0 5,6
Алькеевская 13,0 87,0 3,7
Чишминская 43,2 56,8 3,1
Ташлиярская 27,7 72,3 1,1
Сармановская 69,2 30,8 2,8
Павловская - 100,0 4,3
Зеленогорская - 100,0 4,3
Восточно-Лениногорская - 100,0 3,4
Холмовская - 100,0 1,9
Северо-Азнакаевская - 100,0 0,7
Центрально-Азнакаевская - 100,0 2,5
Южно-Азнакаевская - 100,0 1,8
Кармалинская - 100,0 4,1
Южная - 100,0 1,8
Ромашкинское месторождение 13,4 86,6 100,0
расчлененность эксплуатационного объекта составляет не более 1,5. Строение водо-
нефтяных зон на Ромашкинском, Ново-Елховском, Бондюжском и Первомайском ме-
сторождениях значительно отличается от месторождений типа Бавлинского, Туйма-
зинского, Шкаповского. Это обусловлено высокой расчлененностью эксплуатацион-
ного объекта и разработкой его единой системой скважин. На Ромашкинском место-
рождении в ВНЗ содержится 18% начальных извлекаемых запасов нефти.
По условиям залегания выделяется четыре типа водонефтяных зон:
- в виде локальных участков разнообразной формы внутри безводной части не-
фтяной залежи;
— окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;
— площадного развития в виде широких полос и полей;
— с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивны-
ми пластами.
Основные запасы приурочены к водонефтяным зонам третьего (около 50%) и
первого типов (25%). Остальные распределены равномерно между вторым и четвер-
тым типами.
Разработка ВНЗ первого и четвертого типов может производиться более эффек-
тивно и с большей нефтеотдачей, чем ВНЗ третьего типа. Анализ геолого-промысло-
вых данных позволяет рекомендовать для выработки ВНЗ первого типа закачку ос-
новных объемов воды в нефтенасыщенную зону пластов, располагая нагнетательные
скважины в безводной части залежи. При этом желательно применять линейное за-
воднение. При закачке воды в нефтяную часть залежи наиболее эффективно выраба-
тываются ВНЗ, находящиеся под активным влиянием закачки воды. Энергия подо-
швенных вод при этом не поддерживается со стороны регионально водоносной части
пласта, а повышение пластового давления вызывает увеличение дебита и снижение
обводненности продукции скважин, эксплуатирующих пласты с подошвенной водой.
В качестве примера успешной выработки таких ВНЗ следует указать на Ташлиярс-
кую и Чишминскую площади. Здесь ВНЗ вырабатываются с темпом в 1,4—2 раза ниже,
чем нефтяная часть залежи, но с довольно высоким соответствующим темпам выра-
ботки эксплуатационного объекта на центральных площадях. Обводненность нефти по
ВНЗ в 1,5—2 раза выше. На участках этих же площадей, где воду закачивали в водонос-
ную часть пласта, дебиты нефти оказались низкими, а обводненность значительно выше.
При снижении забойного давления в добывающих скважинах ВНЗ первого типа
на Ташлиярской площади ниже давления насыщения нефти газом темп разработки
увеличился в 3—4 раза и выровнялся с темпом разработки нефтяных зон.
Удовлетворительные результаты при разработке ВНЗ второго типа достигнуты
путем закачки воды в законтурную область и вытеснения нефти в безводную часть
залежи. Такая система заводнения создана на третьей полосе Ташлиярской площади.
Исходя из состояния выработки ВНЗ первого и второго типов можно полагать,
что нефтеотдача здесь будет существенно выше, чем для ВНЗ третьего и четвертого
типов, и составит около 50%, то есть несколько ниже, чем для песчанников безводной
части залежи. Результаты анализа показали, что ВНЗ первого и второго типов могут
разрабатываться при той же плотности сетки, что и песчаники безводной части залежи.
Несколько хуже могут вырабатываться ВНЗ четвертого типа. Анализ состояния
выработки запасов нефти на Северо-Альметьевской, Павловской и Западно-Ленино-
горской площадях показал, что за счет перетока нефти темпы выработки ВНЗ этого
типа могут достигать темпов разработки песчаников безводной части залежи при срав-
нительно небольших отборах попутной воды и достаточно высокой, до 40%, нефтеот-
даче. Однако обеспечить полное извлечение запасов ВНЗ за счет перетока в вышеле-
жащие пласты трудно. Оставшиеся запасы нефти можно извлекать изменением на-
правления потоков жидкости в пласте путем ограничения закачки воды в пласт с по-
дошвенной водой и увеличения нагнетания в верхние пласты. Это необходимо для
выравнивания давления в пластах. Поэтому следует организовать контроль за отбо-
ром и закачкой воды по пластам и регулировать направления потоков жидкости в
пласте. Такие меры следует предпринять после начала перетока воды в верхние плас-
ты. Одновременно здесь нужно бурить дополнительные скважины.
Более сложную задачу представляет разработка водонефтяных зон третьего типа.
Одним из основных условий их выработки является раздельная эксплуатация пластов
с подошвенной водой и полностью нефтяных зон. Она может быть осуществлена либо
возвратом части скважин на пласты с подошвенной водой после полной отработки не-
фтяных пластов, либо бурением специальных скважин на ВНЗ. Скважины рекоменду-
ется бурить при условии, если отсутствует возможность вытеснения нефти в нефтяную
часть залежи на участках, где верхние пласты более продуктивны, характеризуются боль-
шой расчлененностью и будут эксплуатироваться длительное время. Скважины эконо-
мически целесообразно бурить при нефтенасыщенной толщине пласта более 4 м и ее
отношении к общей толщине коллектора не менее 0,5. Скважины следует размещать
преимущественно на участках, где выше ВНК имеются глинистые разделы, а также в
зонах, где подъем ВНК не происходит или он небольшой. Преимущества такого спосо-
ба интенсификации выработки водонефтяных зон заключаются в размещении скважин
в наиболее оптимальных местах и в возможности применения более совершенных спе-
циальных конструкций скважин с бурением без вскрытия ВНК, гидропескоструйной
перфорации, абразивной обработки ствола скважины, создания экранов непосредствен-
но после бурения и др.
Таким образом, выработка запасов нефти коллекторов с подошвенной водой на
Ромашкинском месторождении мало отличается от выработки чисто нефтяных плас-
тов. Очевидно, это обусловленно оттоком нефти из ВНЗ в область активного дрени-
рования полностью нефтяных пластов. Запасы нефти пластов гд Павловской площа-
ди с ВНЗ составляют около 40%. Пласты с подошвенной водой разбурены по сетке
24,9 га/скв, а фактическая плотность сетки добывающих скважин составила 56,4 га/скв.
В то время как в чисто нефтяной зоне плотность сетки равна 26,1 га/скв., текущий ко-
эффициент нефтеизвлечения для ВНЗ составил 0,41, для чисто нефтяных зон — 0,43.
По ряду площадей Ромашкинского месторождения получены аналогичные результаты.
По Ромашкинскому месторождению доля трудноизвлекаемых запасов нефти по
сравнению с первоначальной увеличилась с 30% до 80%, в том числе в слабопроницае-
мых пластах с 7% до 29%, в ВНЗ — с 18% до 38%, в песчаных линзах — с 5% до 13%. Это
и является основной причиной снижения добычи нефти на поздней стадии разработки.
В настоящее время темпы выработки нефти слабопроницаемых пластов в 6,8 раза,
ВНЗ — в 1,8 раза, а песчаных линз — в 2,3 ниже чем высокопроницаемых пластов.
Иная картина выработки запасов в ВНЗ наблюдается на Бавлинском месторож-
дении. Бавлинское месторождение представляет собой классическую залежь пластово-
сводового типа. Для этой залежи характерно развитие в пределах обширной водонеф-
тяной зоны как пластов с подошвенной водой, так и нефтяных, отделенных по разрезу
от водонасыщенных глинистыми разделами различной толщины. Аналогичные особен-
ности присущи, хотя и в меньшей степени, и другим девонским залежам. В пластах с
подошвенной водой содержится около 70% всех запасов ВНЗ основной залежи. Плас-
ты с подошвенной водой характеризуются значительной общей толщиной и изменени-
ем в довольно широких пределах отношения толщины нефтенасыщенной части к об-
щей толщине. Анализ групп скважин с разным соотношением нефтенасыщенной тол-
щины пласта к общей показал, что запасы ВНЗ распределены следующим образом: в
группе с соотношением до 0,4 сосредоточено 8% запасов, от 0,4 до 0,8 — 48% и более
0,8 — 44% запасов. Расчеты показывают, что первая группа с соотношением до 0,4 мо-
жет быть отнесена к категории трудноизвлекаемых. В то время как при разработке пла-
стов с подошвенной водой с более высокими значениями нефтенасыщенной толщины
могут быть достигнуты коэффициенты нефтеотдачи, сопоставимые с коэффициентами
нефтеизвлечения чисто нефтеносных зон.
Эффективность выработки запасов нефти различных по насыщенности зон в зна-
чительной степени связана с влиянием плотности сетки скважин. Так, если в целом по
площади залежи плотность сетки пробуренных скважин на дату анализа составила 32
га/скв., то в пределах ВНЗ — 48,3 га/скв. Из чисто нефтяных зон фактическая добыча
нефти составила 52,9 млн. т, а по скважинам ВНЗ — 9,6 млн. т. Повышение эффектив-
ности вовлечения запасов водонефтяных зон на Бавлинском месторождении требует,
кроме уплотнения сетки, создания условий для интенсификации их разработки путем
более рациональной расстановки нагнетательных и добывающих скважин.
На Ново-Елховском месторождении текущая обводненность продукции скважин
из пластов с подошвенной водой выше, чем из полностью нефтенасыщенных. Однако
степень выработки нефтяных зон и ВНЗ практически одинакова. В то же время ка-
ких-либо мероприятий на ВНЗ не проводилось. На этом месторождении 15,8% на-
чальных балансовых запасов не вовлечены в разработку, 5,9% из которых содержатся
в изолированных линзах коллекторов, вскрытых одной- тремя скважинами, ввод их в
разработку представляет большую трудность, а остальные 9,9% — это запасы в тупи-
ковых и застойных зонах, отдельных участках коллектора, еще не охваченных воздей-
ствием. На вовлечение этих запасов направлены различные геолого-технические ме-
роприятия последних проектных документов.
На Первомайском месторождении в ВНЗ находится 21,4% запасов. По состоянию
на январь 1997 года текущая нефтеотдача нефтяной зоны составила 0,55, ВНЗ — 0,46.
Разработка водонефтяных зон ведется высокими темпами — в пределах 5,00—5,45% от
начальных извлекаемых запасов.
В водонефтяных зонах месторождений Башкортостана содержатся значитель-
ные геологические запасы нефти — в пределах 27—57%. Отбор нефти из ВНЗ произ-
водится низкими темпами — в 1,5—2 раза ниже, чем из чисто нефтяных зонах при
интенсивном обводнении продукции скважин. Появление воды в продукции скважин
с самого начала эксплуатации и их интенсивное обводнение обусловлены близостью
забоев скважин к начальному положению водонефтяных контактов.
В дальнейшем обводнение залежи происходит не только из-за конусообразова-
ния или подъема водонефтяного контакта, но также за счет перемещения закачивае-
мой или пластовой воды по напластовыванию.
В результате прорыва вод по высокопроницаемым зонам начинают обводняться
скважины, расположенные в чисто нефтяной части залежи.
Однако в пределах этих первоначальных водонефтяных зон имеются отдельные
полностью нефтенасыщенные поля, не контактирующие с подошвенной водой. Про-
исхождение этих чисто нефтяных полей (бесконтактные зоны) объясняется наличи-
ем локальных структурных поднятий или отдельных литологических замещений ниж-
ней части пласта.
Эти поля разбуривались с той же плотностью сетки скважин, что и первоначаль-
ные чисто нефтяные зоны.
Наличие бесконтактных полей, их размеры и местоположение оказывают суще-
ственное влияние на весь процесс выработки запасов нефти из водонефтяных участ-
ков и блоков, выделенных в самостоятельные объекты разработки. Чем больше запа-
сов нефти содержится в бесконтактных полях, тем выше текущая нефтеотдача и ниже
величина обводненности продукции [41].
В то же время плотность сетки скважин в целом по ВНЗ следует оценить как
редкую. Водонефтяные зоны при толщине более 2 м следовало бы с самого начала
разработки залежей разбуривать по сетке, принятой для центральной нефтяной час-
ти залежей. Попытки восстановить плотность сетки в ВНЗ бурением скважин на по-
здней стадии оказались запоздалыми и менее эффективными [18 ].
Необходимо отметить, что проектная сетка скважин была с самого начала ори-
ентирована на разработку основных пластов продуктивных горизонтов в предполо-
жении, что маломощные пласты верхних пачек будут также вырабатываться. Этот
тезис себя не оправдал. Почти повсеместно наблюдается отставание извлечения не-
фти из этих пластов. Сравнительно небольшая толщина глинистых пород, разделяю-
щих основные и верхние пласты, во многих скважинах предопределяют трудности в
изоляции их друг от друга с целью раздельной эксплуатации пластов верхней пачки.
Задача выработки этих пластов осложнена также их прерывистостью и худшими филь-
трационными свойства ми.
Для этих пластов сетка скважин может быть признана редкой, не соответствую-
щей их геологическому строению, вследствие чего коэффициент извлечения нефти
из этих пластов будет заметно ниже, чем из основных [18].
Потери в линзах и зонах выклинивания с учетом обводненности добываемой про-
дукции изучались рядом ученых [51 ]. По их расчетам величина потерь при уплотнении
сетки от 100 га/скв. до 20 га/скв. сокращается от 4,8% до 1,2%. Однако исследования,
проведенные Кувыкиным С.И., Ованесовым Г.П., Золоевым Т.М., Шаевским Ю.И. [52],
опровергают эти выводы и не подтверждают предполагаемую величину потерь [51]. По
их расчетам потери нефти в тупиковых зонах пластов во много раз превышают потери,
определенные по методике ВНИИ.
Основные запасы, 81% балансовых запасов, горизонта Д-1 Туймазинского место-
рождения приурочены к средней продуктивной пачке.
В результате бурения новых скважин в 1976—1982 годы установлено, что песчани-
ки с начальной нефтенасыщенностью вскрываются в прослоях Д-Ia и Д-16 верхней про-
дуктивной пачки, а также в прикровельной части основного продуктивного пласта Д-1
в+г и пласта Д-П. В 2/3 пробуренных скважин нефтенасыщенная толщина прикровель-
ной части пласта колеблется в пределах 2-4 м, а в остальных — в пределах 4—8 м [41].
Такая закономерность распределения остаточных запасов нефти в основном про-
дуктивном пласте наблюдается в скважинах, пробуренных на различных участках за-
лежи. Можно предположить, что это является характерной для завершающей стадии
разработки.
При раздельном опробовании верхней пачки в девяти скважинах пласта Д-1 Шка-
повского месторождения получены слабые притоки нефти (1,0—1,3 т/сут).
В соответствии с расчетами [40,41] конечная нефтеотдача по этой пачке соста-
вит 30%, в то же время по основной пачке пласта Д-1 конечная нефтеотдача прибли-
жается к 56—58%.
Запасы нефти в средней и верхней пачках пласта Д-1 Шкаповского месторожде-
ния составляют 94% и 6%.
Анализ выработки запасов нефти показывает, что в промытой части продуктив-
ных пластов при заводнении достигается высокая нефтеотдача. Однако выработка за-
пасов происходит неравномерно по площади и по разрезу продуктивных пластов,
уменьшаясь в малопродуктивных зонах и пропластках. Поэтому достижение проект-
ных величин нефтеотдачи возможно при применении различных методов регулиро-
вания процесса разработки, таких как бурение дополнительных скважин на участках
ВНЗ с редкой сеткой, разукрупнение эксплуатационных объектов с выделением про-
слоев верхней продуктивной пачки в самостоятельный объект разработки, изменение
направления фильтрационных потоков, применение циклической закачки воды и др.
На поздней стадии важной проблемой является обеспечение полной выработки
запасов прикровельной части продуктивных пластов.
Известно, что из-за влияния сил гравитации и структурного положения в при-
кровельной части пластов после заводнения остаются целики нефти. Оценка запа-
сов нефти в купольной части пластов горизонта Д-1 показала, что после заводнения
там сосредоточено на Ромашкинском месторождении 2,4% балансовых запасов, на
Бавлинском — 6,7%.
Проблема извлечения нефти из прикровельной, как правило, ухудшенной части
пласта в настоящее время не решена.
Опытно-промышленные работы, направленные на вовлечение в разработку за-
пасов нефти прикровельной части пласта, не требуют дополнительных капитальных
вложений и эксплуатационных расходов. Технология извлечения нефти из прикро-
вельных участков осуществляется в определенной последовательности.
По структурной карте выявляются скважины, имеющие повышенные отметки
кровли пласта. Закачку воды в такие скважины ограничивают, а из добывающих сква-
жин, находящихся в повышенных частях структуры, увеличивают отборы жидкости.
Соотношение отбора жидкости в пластовых условиях и закачки агента устанавлива-
ют меньше 100%.
Если имеется связь с законтурной областью, закачка агента устанавливается на
уровне 0—50% от отбора пластовой жидкости. За счет снижения компенсации отбора
жидкости закачкой воды пластовое давление в пласте снижается.
Снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом произ-
водится до заданного уровня в зонах пласта с повышенными гипсометрическими от-
метками. В скважинах, находящихся в погруженных местах, пластовое давление мо-
жет и не снижаться ниже давления насыщения нефти газом.
При снижении пластового давления ниже давления насыщения происходит вы-
деление газа из нефти. Выделившийся газ занимает кровельную часть пласта, а нефть
оттесняется в пониженные части за счет сил гравитации. Так как в повышенных час-
тях происходит более значительное снижение пластового давления, то газообразова-
ние и оттеснение нефти в зонах с большими остаточными запасами приводит к обра-
зованию техногенной газовой шапки с газонасыщенной толщиной.
Из-за более высокой фазовой проницаемости закачиваемый агент поступает в
кровельную часть пласта и вытесняет нефть к добывающим скважинам. Охват пласта
воздействием возрастает.
Технология внедрена в апреле 1996 года на Красноярском участке Акташской
площади. Закачка воды на участке ведется на восьми скважинах в терригенные кол-
лекторы пласта Д-0. В 1996 году отбор нефти составил 24,4 тыс.тонн нефти. Средне-
годовая обводненность добываемой продукции составляет 92,5%. В продуктивные
пласты закачано 323,6 тыс.м3 пресной воды. Всего с участка отобрано 83,3% началь-
ных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент извлечения нефти составил 44%.
Для образования техногенной газовой шапки в купольной части пласта проведе-
ны следующие виды работ:
— на 2-3 месяца остановлена закачка воды во все нагнетательные скважины;
— переведены на форсированный отбор жидкости скв.2230,577,2245,3463,516 ку-
польной части структуры;
— закачка воды в скв. 2222, 2214, 2213 ограничена на 4-5 месяцев;
— после снижения пластового давления до 8,0—8,2 МПа в повышенных частях
структуры в районе скв. 2230, 572, 2222, 3463, 516, 2213 возобновлена закачка
воды и нагнетание ведется циклически.
В результате этих работ достигнуто снижение обводненности продукции, а до-
быча нефти возросла.
Отдельной проблемой является задача вовлечения в разработку малопродуктив-
ных коллекторов.
В объединении «Татнефть» была составлена программа опытно-промышленных
работ по вовлечению слабопроницаемых коллекторов на Ромашкинском и Ново-Ел-
ховском месторождениях, по которой предусматривалось на 14 участках пробурить 786
скважин, в том числе 199 нагнетательных и 587 добывающих, и опробовать 9 технологий.
Расстояние между скважинами составляет 300—400 м, а плотность сетки 12—16 га/скв.
Приемистость нагнетательных скважин составила 30—200 мэ/сут в среднем около
100 мэ/сут. Наиболее хорошие результаты получены по пяти технологиям. Общим для
этих технологий является выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный
объект разработки и разбуривание их по сетке 12—16 га/скв, применение новой техно-
логии первичного вскрытия пласта с интенсификацией притока импульсивным воз-
действием на зону проникновения специальной технологической жидкостью ТЖУ-2.
Первая технология предусматривает применение площадных систем заводнения с со-
отношением добывающих и нагнетательных скважин, равным двум, повышение забой-
ного давления в нагнетательных скважинах до 0,9 горного, на устье — 20—25 МПа. Вто-
рая отличается применением линейных интенсивных систем заводнения с соотноше-
нием добывающих и нагнетательных скважин, равным единице. Третья и четвертая пре-
дусматривают применение в качестве вытесняющего агента пластовой либо сточной
воды с минерализацией не менее 60 г/л, закачку воды при меньших 10—15 МПа давлени-
ях нагнетания. Пятая технология заключается в закачке небольших объемов воды, обра-
ботанной ПАВ, при давлениях нагнетания 10— 15 М Па. В целом применение этих техно-
логий позволяет увеличить темпы годового отбора с 2% до 5,0-5,7% от начальных извле-
каемых запасов, дебит скважин — в 1,5—1,9 раза, нефтеотдачу с 10% довести до 35—40%.
При сохранении существующей системы разработки девонских залежей Баш-
кортостана обводненность продукции растет высокими темпами. Так, по Туймазинс-
кому месторождению при обводненности 90% текущий ВНФ достигнет 50 мэ/т, а при
обводненности 99% — 100 мэ/т [18].
Для сокращения отбора попутной воды необходимо стремиться к тому, чтобы на
завершающей стадии разработки компенсация отбора жидкости закачкой воды не пре-
вышала 100%, а средневзвешенное пластовое давление уменьшилось бы до начального.
Для этого необходимо, например для эксплуатационных объектов Туймазинского и
Шкаповского месторождений, в первую очередь, сократить или прекратить нагнетание
воды в законтурную часть. На залежах, разрабатываемых при естественном водонапор-
ном режиме, например в случае с пластом Д-IV Серафимовского месторождения, со-
кращение ВНФ рекомендуется осуществлять путем регулирования отбора жидкости.
На поздней стадии разработки девонских залежей при высокой обводненности
продукции применение форсированного отбора жидкости требует более продуман-
ного подхода.
Для достижения проектных величин конечной нефтеотдачи следует применять
в широком масштабе различные методы регулирования процесса разработки залежей
по извлечению остаточной более тяжелой нефти.
6.8. Состояние разработки залежей терригенной толщи
каменноугольных отложений
В Татарстане такие залежи сосредоточены в тульско-бобриковских отложени-
ях Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины. В Башкортостане
основные залежи терригенной толщи нижнего карбона сосредоточены на Арланс-
ком, Манчаровском, Таймурзинском, Кузбаевском, Бураевском, Туймазинском мес-
торождениях.
Для залежей в отложениях нижнего карбона характерна резкая фациальная из-
менчивость разреза, размыв отдельных пачек, переслаивание в различных сочетани-
ях песчано-алевролитовых и глинистых слоев и пластов. Параметры неоднородности
по залежам изменяются не столь значительно. Отложения бобриковского горизонта
по сравнению с залежами девона характеризуются меньшей расчлененностью, более
высокой проницаемостью и песчанистостью, но более значительной прерывистостью
и зональной неоднородностью.
Залежи насыщены высоковязкой нефтью от 10—30 мПа* с до 550 мПа «с. Вяз-
кость нефти большинства залежей находится в среднем в диапазоне 70— 120 мПа• с.
С учетом этих обстоятельств залежи нижнего карбона часто относят к малоэф-
фективным, и разработка их возможна только с применением разнообразных прогрес-
сивных технологий.
Разработка таких залежей имеет ряд особенностей:
1. Плотность сетки скважин более высокая по сравнению с залежами терриген-
ных отложений девона в 1,5—2 раза.
Ранее было показано, что показатель степени плотности сетки скважин для за-
лежей девона составляет 1,52. Для залежей же бобриковского горизонта показатель
степени равен 2,80. Это отражает значительную геологическую неоднородность зале-
жей и более высокую вязкость нефти и подтверждает тесную зависимость текущей и
конечной нефтеотдачи от плотности сетки скважин.
2. Совместная эксплуатация пластов с различными коллекторскими свойствами в
начальный период разработки привела к резкому увеличению неоднородности объекта, к
повышению неравномерности вытеснения, значительному росту отбора попутной воды,
к усложнению контроля и регулирования процесса выработки нефти из отдельных плас-
тов. Так, например, на Арланском месторождении пластовое давление в зоне некоторых
рядов добывающих скважин снизилось ниже давления насыщения на 2,0—2,5 МПа. Это
привело к значительному уменьшению продуктивности скважин.
Приемистость нагнетательных скважин при совместной разработке коллекторов
с отличающимися свойствами снижается на 30—50% в зависимости от типа совмест-
но перфорированных пластов.
3. Характерно достижение максимального уровня добычи нефти на более ран-
ней, чем для девонских объектов, стадии разработки.
Если на залежах в девонских отложениях максимальный уровень добычи нефти
достигается на 14—16 год эксплуатации объекта, то для залежей нижнего карбона на
6—8 год. По большинству объектов, кроме залежей на Арланском месторождении, мак-
Арланское месторождение
в целом
Александровское
месторождение
Манчаровское
месторождение
Таймурзинское
месторождение
д....д Кузбаевское
месторождение
□----□ Бураевское
месторождение
Рис. 6.7
Динамика добычи нефти по объектам терригенной толщи нижнего карбона
симальный уровень добычи нефти достигнут при суммарном отборе 20—30% началь-
ных извлекаемых запасов и при обводненности продукции 30-35% (рис. 6.7).
4. Продолжительность первой стадии разработки меньше. Если для залежей в
девоне продолжительность первой стадии составляет 4—15 лет, то на бобриковских
залежах — 4—6 лет.
Продолжительность второй и третьей стадий разработки такая же, как и для де-
вонских залежей.
5. По объектам терригенной толщи нижнего карбона темпы отбора жидкости ока-
зываются выше и лишь при достижении отбора нефти 60—90% начальных извлекае-
мых запасов, темпы отбора жидкости снижаются, но более медленно по сравнению с
объектами терригенного девона. По некоторым объектам рост темпа отбора жидкости
продолжается и на более поздней стадии (рис. 6.8) [5].
— разбуривание залежей предусматривалось вести по равномерной квадратной сет-
ке скважин 500x500 м в зонах с нефтенасыщенной толщиной бобриковских пес-
чаников более 4 м и 700x700 м — в зонах с толщиной от 2 до 4 м. Разбуривание
залежей с самого начала разработки по более плотной сетке скважин считалось
Арланское месторождение
в целом
Александровское
месторождение
Манчаровское
месторождение
Таймурзинское
месторождение
д....д Кузбаевское
месторождение
□----□ Бураевское
месторождение
Рис. 6.8
Динамика отборов жидкости при различных
коэффициентах использования запасов
нецелесообразным из-за следующих соображений: во-первых, в условиях недо-
статочной изученности залежей разумнее двухстадийное разбуривание. Во-вто-
рых, бобриковские отложения совпадают в плане с основным девонским гори-
зонтом, находящимся в промышленной разработке. Это позволяло вместо буре-
ния новых скважин использовать часть девонского фонда для эксплуатации вер-
хних горизонтов;
- предусматривалось вести разработку залежей бобриковского горизонта с под-
держанием пластового давления путем нагнетания воды. Система заводнения —
очаговая, избирательная в сочетании с законтурной закачкой;
— предусматривалось эксплуатацию скважин осуществлять при забойном давлении,
равным давлению насыщения нефти газом. Снижение забойного давления ниже дав-
ления насыщения газом рассматривалось как резерв увеличения добычи нефти;
— в законтурных нагнетательных скважинах предусматривалась закачка воды с дав-
лением на устье 5—6 МПа с целью поддержания пластового давления на контуре
питания на уровне начального 10—11 МПа. Давление закачки в очаговые сква-
жины принималось равным 10 МПа.
После внедрения основных положений технологической схемы на залежах дос-
тигнуты высокие темпы отбора нефти. Текущая добыча нефти по залежам перекрыва-
ла проектный уровень благодаря интенсивной системе разработки и освоению наибо-
лее продуктивных участков. Однако на отдельных участках залежей происходила весь-
ма неравномерная выработка запасов нефти. Это обусловлено геологической неодно-
родностью бобриковского горизонта, неравномерной разбуренностью залежей и раз-
личной интенсивностью воздействия системы заводнения.
Опыт разбуривания и разработки залежей бобриковского горизонта позволяет
сегодня критически оценить, уточнить и дополнить некоторые положения проектных
технологических схем:
1. Не столь легко, как намечалось в проекте, осуществлялось использование воз-
вратного девонского фонда для разработки бобриковского горизонта. Причиной тому
стали многопластовость терригенных отложений девона, неудовлетворительное тех-
ническое состояние обводненных скважин, отслуживших свой срок, продолжитель-
ный период разработки многопластового объекта и разновременный выход девонс-
ких скважин из эксплуатации, несовершенство оборудования одновременно-раздель-
ной эксплуатации пластов.
2. Целесообразность разбуривания зон с толщиной до 2 м и от 2 до 4 м обычно
оценивается по величине средних начальных дебитов нефти скважин. Анализ факти-
ческих данных показал, что на участках с толщиной от 1 до 2 м, разбуривание которых
раньше не предусматривалось, начальные дебиты скважин по нефти составили в сред-
нем 10 т/сут. При проектировании разработки залежей предполагалось, что средний
дебит таких скважин в условиях заводнения не превысит 3 5 т/сут. На участках тол-
щиной от 2 до 4 м, где в проекте принята редкая сетка скважин, средний дебит нефти
составил 18 т/сут. В пользу разбуривания участков бобриковского горизонта толщи-
ной порядка 1—2 м указывало и следующее обстоятельство: толщина бобриковских
песчаников изменяется без какой-либо четко выраженной закономерности на неболь-
ших участках, соизмеримых с расстоянием между скважинами. Вследствие этого труд-
но прогнозировать толщину пласта не только в соседней скважине, но и в центре меж-
ду тремя-четырьмя пробуренными скважинами. Кроме того, в проектах разработки
залежей указывалось, что при разбуривании зонально прерывистых пластов с ослож-
ненной структурой около 15% скважин могут оказаться в зонах отсутствия коллекто-
ра и в водоносных зонах.
Для снижения доли непродуктивных скважин рекомендовалось вести разбури-
вание от известного к неизвестному. Скважины, оказавшиеся за контуром нефтенос-
ности или в водоносных окнах, предлагалось использовать в качестве нагнетатель-
ных. Кроме того, в случаях с неопределенным исходом рекомендовалось бурить про-
ектные скважины с учетом наличия в разрезе других нефтеносных горизонтов в кар-
боне или в случае необходимости добуривать скважины до девона. Эти меры внедре-
ны на практике.
Итак, с учетом высокой зональной неоднородности бобриковского горизонта, не-
обходимости равномерной выработки запасов и обеспечения проектной нефтеотдачи
представляется целесообразным уплотнить существующую сетку скважин, размещая
их равномерно по всей площади залежей на расстоянии 400—500 м. Тогда оптималь-
ная плотность сетки скважин по залежам будет изменяться от 16 га/скв до 27 га/скв и
составит около 20 га/скв. Рациональные извлекаемые запасы на одну скважину при
этом составят 42 тыс.т.
3. Для равномерной выработки запасов нефти требуется усиление системы завод-
нения путем доведения соотношения добывающих и нагнетательных скважин до 5.
4. Для повышения нефтеотдачи бобриковских песчаников необходимо шире вне-
дрять апробированные методы — закачки серной кислоты и загущенной воды.
5. Целесообразно организовать эффективный контроль за процессами заводне-
ния коллекторов методами промысловой геофизики. С этой целью в первую очередь
следует использовать скважины, пробуренные на девонские отложения. Для контро-
ля за продвижением закачиваемой воды и возможными оттоками нефти исследова-
ния необходимо вести в интервале водоносных пластов. После достижения предель-
ной обводненности продукции необходимО| оценить охват заводнением по толщине
коллектора путем изучения добывающих скважин, используя методику выделения
нефтеносных и водоносных коллекторов по разной скорости расформирования зоны
проникновения.
Указанные положения учтены при дальнейшем разбуривании и эксплуатации
залежей бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения.
Во многом типичной является разработка залежей нефти вязкостью от 10 мПа • с до
30 мПа* с в терригенных отложениях нижнего карбона Бавлинского месторождения.
Терригенные отложения бобриковско-радаевского горизонта характеризуются
резкой фациальной изменчивостью разреза, размывом отдельных пачек, различным
числом и сочетанием песчано-алевролитовых пластов, значительным изменением тол-
щины как по всему разрезу так и по отдельным пачкам.
Пласты по разрезу разделены пачками глинистых алевролитов и глин толщиной
от 1,0 до 8,0 м, в среднем около 3 м. Распространенность коллекторов составляет по-
чти 79% площади залежи по внешнему контуру нефтеносности, из них 53% приходит-
ся на песчаные коллекторы, а 18% — на алевролиты. Толщина пласта изменяется в
широких пределах от 1,5 до 5—10 м. Преобладающая часть площади занята зонами
толщиной от 2 м до 4 м, хотя на территории всех блоков имеются участки коллекто-
ров, толщина которых превышает 4 м. Для пласта характерен не только площадной,
но и свойственный другим пластам горизонта полосообразный и линзовидный харак-
тер развития коллекторов. Граница зон и залежей имеет сложную форму. Это явилось
одной из причин осложнений при внедрении эффективной системы воздействия и
возникновения тупиковых зон. В целом залежь бобриковского горизонта пластовая,
сводовая, участками литологически осложненная.
Средние значения параметров коллекторов следующие: проницаемость равна
0,731 мкм2, пористость — 21,8%, а нефтенасыщенность — 78,1%, нефтенасыщенная
толщина коллекторов — 3,6 м. Коэффициент песчанистости по горизонту составляет
0,44, а по продуктивной части — 0,26. Коэффициент расчлененности равен 1,66.
Разработка залежи бобриковского горизонта ведется с 1965 года в соответствии
с проектными документами, составленными ЦНИЛ АО «Татнефть» и институтом Тат-
НИПИнефть.
В технологической схеме для опытного участка Ново-Бавлинской площади пред-
ложено разбуривание бобриковской и турнейской залежей по единой сетке 600x600 м
с поддержанием пластового давления закачкой воды в нагнетательные скважины, рас-
положенные по периметру участка. Площадь разделена на три участка.
Предусмотрена совместная разработка бобриковских и турнейских залежей.
При этом выработка бобриковских залежей должна идти со значительным опереже-
нием для того, чтобы обводнившиеся скважины переводить на турнейский горизонт.
Размещение скважин принято по квадратной сетке 650x650 м и с уплотнением ее по
залежи бобриковского горизонта до сетки 460x460 м на участках с нефтенасыщенной
толщиной более 4 м. Таким образом, плотность сетки на малопродуктивных участках
с нефтенасыщенной толщиной менее 4 м будет 42 га/скв., а на более продуктивных с
нефтенасыщенной толщиной свыше 4м — 21га/скв.
Система заводнения — избирательная. Под нагнетание воды после разбурива-
ния и уточнения геологического строения выбираются наиболее продуктивные и с
высокой гидродинамической связью с добывающими скважинами участки. Предпо-
лагалось, что благодаря избирательному заводнению производительность залежи уве-
личится на 20%, а нефтеизвлечение повысится за счет роста дебита и удлинения эко-
номически целесообразного срока эксплуатации скважин, а также более успешного
заводнения залежи.
При рассмотрении технологической схемы на заседании Бюро Центральной ко-
миссии по разработке нефтяных месторождений внесены следующие изменения и ре-
комендации:
— в пределах проектируемых участков на первой стадии разбурить зоны с нефте-
насыщенной толщиной не менее 4 м;
— разбуривание вышеуказанных участков произвести по сетке 460x460 м (21 га/скв);
— использовать конструкцию всех скважин с эксплуатационной колонной диамет-
ром 146 мм;
— под нагнетание воды выбирать из числа пробуренных скважины с лучшими кол-
лекторскими свойствами пластов.
Опыт разбуривания неоднородных терригенных отложений нижнего карбона раз-
личной сеткой скважин в зависимости от нефтенасыщенной толщины показал, что
эти решения были неверными. Залежь нефти следовало разбурить в пределах внеш-
него контура нефтеносности по единой сетке скважин без выделения участка с раз-
личной толщиной.
Избирательное заводнение позволило повысить темпы отбора запасов в началь-
ной стадии разработки залежи, но процесс вытеснения нефти был нерегулируемым.
В последующих проектных документах предусмотрены меры по оптимизации
плотности сетки скважин и развитию системы заводнения.
Так, в проекте 1994 года по бобриковскому горизонту предусмотрено разрезание
залежи на блоки, раздельная закачка воды на пласты, вовлечение запасов нефти ту-
пиковых зон и изолированных линз, закачка оксиэтилцеллюлозы и коллоидно-дис-
перстных систем в пласты.
К 1 января 1997 года по бобриковскому горизонту добыто 37,0 млн.т нефти и
108,0 млн.т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,306, а
водонефтяной фактор — 1,9.
Эксплуатация крупного Арланского месторождения в Башкортостане на на-
чальной стадии осуществлялась по технологическим схемам и проектам разработки,
составленным в 1958, 1961 и 1964 годах. В этих проектных документах предусматри-
валась разработка всех продуктивных пластов единой сеткой скважин: с одним эксп-
луатационным объектом — с плотностью 48 га/скв, с двумя — 24 га/скв. Кроме того,
запроектирована раздельная закачка воды в отдельные пачки.
С целью дальнейшего повышения эффективности разработки и увеличения неф-
теотдачи в проектных документах 1977 и 1986 года и решениях МНП СССР и ПО
<< Башнефть» предусмотрено создание дополнительных разрезающих нагнетательных
скважин, внедрение очагово-избирательной системы заводнения, разукрупнение эк-
сплуатационных объектов и оптимизация плотности сетки скважин [57]. Путем бу-
рения и освоения внутриконтурных рядов нагнетательных скважин созданы отдель-
ные самостоятельные участки разработки. Так, на Арланской, Николо-Березовской
и Ново-Хазинской площадях Арланского месторождения выделены соответственно
8,4 и 7 участков [54].
Для изучения влияния плотности сетки скважин на текущую и конечную нефте-
отдачу на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения с 1968 по 1987 год
проводились опытно-промышленные работы. В эти годы получено уплотнение сетки
скважин с 32 га/скв. до 18—24 га/скв. и в дальнейшем до 10—12 га/скв. На основе
результатов этого эксперимента установлено, что за счет указанного уплотнения сет-
ки скважин может быть получен прирост нефтеотдачи 10—12% балансовых запасов
нефти. Причем на участках с худшими коллекторскими свойствами влияние плотно-
сти сетки на технологические показатели значительно выше [53].
Разукрупнение эксплуатационных объектов ряда участков месторождений с диф-
ференцированной закачкой воды с учетом особенностей их строения позволило уве-
личить коэффициент использования запасов и снизить темпы нарастания обводнен-
ности. Например, на Сакловском участке Арланского месторождения закачка воды
до 1964 года производилась в основном по водонефтяному пласту С-IV, имеющему
хорошую сообщаемость с законтурной зоной. В результате резкого повышения давле-
ния в водонасыщенной части пласта началось интенсивное обводнение добывающих
скважин. При отборе всего лишь 2% нефти от балансовых запасов средняя обводнен-
ность добываемой продукции составила 65%.
Расчеты показали, что при условии сохранения закачки воды только в пласт С-VI
нефтеотдача при обводненности 95—97% составит всего лишь 7%.
С целью улучшения выработки запасов на этом участке произведено перерасп-
ределение закачки воды по пластам. Отбор жидкости и закачка воды в пласт C-VI
ограничен. Начата закачка воды в верхние пласты через скважины, в которых пласт
С-VI не вскрывался. В настоящее время закачкой охвачены пласты С-П и С-Ш, доля
запасов которых составляет 40% и 26% от общих запасов участка. Вовлечение в ак-
тивную разработку указанных пластов повысило среднесуточный отбор жидкости с
участка и снизило обводненность продукции [7].
Аналогичным образом произведено перераспределение закачки воды по плас-
там Ашитского участка Арланского месторождения. На начало 1965 года более 90%
закачиваемой воды приходилось на пласт C-VI, в основном на нижнюю его часть.
Начиная с 1969 года доля воды, закачиваемой в пласт C-VI, постепенно сокращалась
вначале до 70%, затем до 50 и 45%. В связи с этим соответственно увеличивались объе-
мы закачки воды в верхние продуктивные пачки [7].
Широкое развитие получило очаговое заводнение, применение которого в комп-
лексе с оптимизацией плотности сетки скважин позволило активизировать выработку
трудноизвлекаемых запасов «промежуточной» пачки пластов С-1, С-Ш, C-IV0, C-V,
С-VI за счет улучшения гидродинамической связи между добывающими и нагнетатель-
ными скважинами. Это приближает зоны отбора к зоне нагнетания в неоднородном и
ухудшенном по коллекторским свойствам пласте и сопровождается созданием необхо-
димых градиентов давления, при которых улучшается фильтрация жидкости.
На поздней стадии разработки эксплуатационных объектов ужесточение систе-
мы нагнетания с доведением соотношения нагнетательных скважин к добывающим
до 0,30—0,35 и одновременное наращивание отборов жидкости привело на некоторых
участках к значительному возрастанию водонефтяного фактора.
По мнению некоторых авторов, длительное форсирование отборов жидкости
до обводненности продукции 92—93% при жесткой системе закачки воды малоэф-
фективно [54].
Несмотря на сложные геолого-физические условия по объектам терригенного ниж-
него карбона Арланского месторождения, нефтеизвлечение достигнет 0,40—0,45 [5].
Разработка залежей нефти терригенной толщи нижнего карбона на Манчаровс-
кой группе началась в 1957 году. По мере открытия введены в эксплуатацию Креще-
но-Булякская в 1958 году, Абдуллинская и Тамьяновская в 1960 году и Яркеевская
площади в 1962 году.
Генеральной схемой разработки месторождения предусматривалась эксплуата-
ция всех пластов терригенной толщи единой сеткой скважин. Такая схема выполнена
в БашНИПИнефть в 1965 году и утверждена Центральной комиссией Миннефтепро-
ма по разработке нефтяных месторождений.
Генеральной схемой предусматривалось законтурное заводнение на Яркеевской,
Манчарово-Игметовской, Тамьяновской и Абдуллинской площадях, внутриконтурное
поперечное разрезание Крещено-Булякской площади, использование первого обвод-
нившегося по верхней пачке ряда скважин для законтурного заводнения нижней пачки
на юго-востоке Манчарово-Булякской площади, перевод под закачку приконтурных
добывающих скважин по мере их обводнения, освоение под закачку воды нескольких
добывающих скважин на границе Манчарово-Игметовской и Абдуллинской площадей
для организации очагового заводнения по верхней пачке и законтурного — по нижней.
В условиях узких вытянутых залежей с размещением на площади всего двух-
четырех рядов добывающих скважин, только на Манчарово-Игметовской площади —
до пяти рядов, наиболее эффективной на этой стадии оказалась запроектированная
система заводнения.
Реализация технологических принципов генеральной схемы и дополнительных
мероприятий, таких как освоение очаговых и законтурных нагнетательных скважин,
увеличение гидродинамического совершенства скважин, форсированный отбор, пе-
рераспредление и регулирование объемов нагнетаемой воды — позволили повысить
темпы выработки запасов нефти нижней пачки и к 1973 1974 годам достичь отборов
пропорционально содержащимся в ней запасам и удерживать их на этом уровне [58].
В результате плотность сетки скважин по нижней пачке достигла 13—14 га/скв.,
а по верхней — 16—20 га/скв. В целом, по месторождению наметилась тенденция рос-
та конечной нефтеотдачи на 3—4% по сравнению с принятой в генеральной схеме.
По состоянию на 1 мая 1996 года текущая нефтеотдача по терригенной толще
нижнего карбона Манчаровской группы месторождений составила 48% при обвод-
ненности продукции 96,1%.
Залежи нефти бобриковского горизонта нижнего карбона Туймазинского место-
рождения открыты в 1937 году, эксплуатационное и разведочное бурение до 1944 года
осуществлялось в основном на участке юго-восточного крыла Туймазинской структуры.
В пределах Туймазинского месторождения наиболее крупная залежь расположена в
центральной части Туймазинской структуры. Залежь структурно-литологического типа,
с трех сторон ограничена непроницаемыми породами и лишь на юге имеет контакт с кон-
турной водой на отметке 955 м. Еще одна залежь меньших размеров (1,8x3,1 км) струк-
турно-литологического типа с отметкой ВНК 953—965 м, остальные залежи типично ли-
тологические, ограниченные непроницаемыми породами по всему периметру.
На южной части Александровской площади находятся крупные залежи с отмет-
ками ВНК 963—965 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от нуля до 10 м. Ос-
тальные залежи Александровской площади небольшие по размерам. Водонефтяной
контакт меняется в пределах отметок 957—960 м.
В 1987 году в БашНИПИнефть составлен проект доразработки Туймазинского
месторождения. На 1 января 1986 года на нижний карбон Александровской площади
работали 413 скважин, 303 из которых пробурены специально на эти отложения, а
110 скважин возвращены с других объектов. Фонд добывающих скважин составлял
251 единицу, нагнетательных 93 единицы.
В период с 1963 по 1968 год годовая добыча нефти постоянно наращивалась и
достигла 960 тыс.т в 1968 году. Но в последующие годы так и не достигла проектного
уровня в 1 млн.т, хотя и незначительно — менее 37 тыс.т. Проектный фонд тоже был
несколько меньше. Существенно меньше проектного, 1400 тыс.т в год, оказался и от-
бор жидкости.
На основе анализа состояния разработки залежей нижнего карбона Александ-
ровской площади выявлены некоторые негативные явления. Установлено, что в мно-
гопластовых разрезах происходит опережающая выработка наиболее мощных плас-
тов. Пласты малой, до 2 м, толщины в таких разрезах практически не вырабатывают-
ся. При совместной эксплуатации песчаников бобриковского горизонта и известня-
ков турнейского яруса в первую очередь вырабатываются запасы пластов терриген-
ной толщи. Как и на других месторождениях, с ростом числа пластов в разрезе доля
работающих пластов снижается [18].
В связи с этим в проекте 1987 года была предусмотрена раздельная разработка
бобриковского и турнейского продуктивных объектов. По тем же причинам для раз-
работки залежей нижнего карбона предлагается раздельная схема нефтегазосбора,
сбора, подготовки и закачки в пласт попутной воды.
В проекте доразработки 1987 года рекомендуется достичь плотность сетки сква-
жин 11,5 га/скв. при площадной и очаговой системах заводнения. Ожидаемая конеч-
ная нефтеотдача равна 35,3%.
На Наратовском месторождении объектом разработки являются песчано-алев-
ролитовые пласты нижнего карбона. Средняя глубина залежей -1500 м, средний ко-
эффициент проницаемости пород - 0,370 мкм2, коэффициент пористости — 0,21. Об-
щая и эффективная толщины составляют соответственно 19,6 м и 2,4 м. Вязкость пла-
стовой нефти равна 28 мПа*с [7].
Месторождение разрабатывается с 1979 года в соответствии с технологической
схемой разработки по равномерной треугольной сетке 350x350 м при очагово-избира-
тельной системе заводнения. В качестве рабочего агента используется высокомине-
рализованная пластовая вода пласта C-VI, водонасыщенная толщина которого дос-
тигает 20 м. Всего на площади должно быть пробурено 324 скважины, из которых 179
добывающих и 67 нагнетательных.
По состоянию на 1 января 1996 года в эксплуатации находилось 199 добываю-
щих скважин. Закачка воды велась через 36 нагнетательных скважин. Вязкость плас-
товой воды — 1,65 мПа* с. Для отборов пластовой минерализованной воды пробурено
и освоено 19 водозаборных скважин. Текущий коэффициент нефтеизвлечения соста-
вил 18,7% начальных балансовых запасов. Текущая обводненность — 83,1%.
Отличительной особенностью разработки Наратовского месторождения явля-
ется поддержание высоких годовых темпов отбора нефти, которые в течение всего
периода сохраняются на уровне не ниже 6% начальных извлекаемых запасов. Мак-
симальный годовой темп отбора составил 8,4%. С начала разработки в пласты закачано
6,7 млн.м3воды. Текущая компенсация отбора закачкой в последние два года находится
на уровне 96—100%. С начала разработки компенсация отбора не превышает 87%. На-
чальные дебиты скважин по нефти составляли 13,6 т/сут, а по жидкости — 16,4 т/сут.
Текущие дебиты нефти находятся на уровне 3,5—4,0 т/сут. Средний дебит по жидкости
стабильно удерживается на уровне 24 м3/сут. Средняя приемистость одной нагнета-
тельной скважины изменяется в пределах 80—132 м '/сут. По нашему мнению, разра-
ботка месторождения является примером осуществления рациональной технологии из-
влечения трудноизвлекаемых запасов при автономной закачке пластовой воды в каж-
дую нагнетательную скважину и плотной сетке скважин.
На Татышлинском месторождении эксплуатационное бурение на нижний кар-
бон начато в конце 1968 года. Выделено три эксплуатационных объекта: терригенные
отложения девона, нижнего карбона и карбонаты среднего карбона.
Продуктивная толща тульского и бобриковского горизонтов Татышлинского ме-
сторождения по литолого-петрографической характеристике подразделяется на две
пачки. Нижняя пачка представлена переслаиванием песчаников, аргиллитов и углис-
то-глинистых сланцев радаевского и бобриковского горизонтов.
Средние значения коэффициента проницаемости пород, принятые при проекти-
ровании, составляют 0,25 мкм2 по пластам C-IV0, C-IV, C-V, 0,5 мкм2 — по пласту C-IVfl
и 0,35 мкм2 по пласту C-VI.
Коэффициент песчанистости изменяется от 1,4 до 1,8. Начальный средний де-
бит по нефти составил 16,9 т/сут. Пластовые нефти характеризуются повышенной
вязкостью 11,2-25,2 мПа • с. Режим залежи в начальный период упруго-водонапорный.
Первоначально запроектированная квадратная сетка скважин 400x400 м оказа-
лась недостаточно эффективной из-за малых размеров залежей. В связи с этим реко-
мендовано разбуривание по треугольной сетке скважин 300x300 м при дифференци-
рованной закачке воды по пластам. Ожидаемая конечная нефтеотдача - 37%.
Бураевское месторождение с трудно извлекаемыми запасами приурочено к тер-
ригенным отложениям нижнего карбона. Эти отложения имеют ухудшенные коллек-
торские свойства. Вязкость пластовой нефти — 15 мПа* с. Для контроля за разработ-
кой месторождения и оценки степени выработки различных зон пласта С-П Бураеве -
кого месторождения использованы результаты определения и характер распределе-
ния ванадия, никеля, ванадий-никелевого отношения, плотности нефти и параметра
окисленности R [2].
На южной зоне и юго-восточной половине залежи, характеризующихся ухудшен-
ной геолого-физической характеристикой по сравнению с северной, отмечается быс-
трое затухание приемистости нагнетательных скважин и резкое снижение дебитов до-
бывающих скважин.
Основные запасы высоковязкой нефти в Башкортостане сосредоточены на Са-
узбашевском, Байсаровском, Биавашевском и Воядинском месторождениях. Разра-
ботка этих месторождений ведется, как правило, при невысоких темпах извлечения
нефти. При этом получается низкая степень выработки пластов и малая конечная
нефтеотдача.
Разработка Саузбашского месторождения осуществляется с 1969 года. В раз-
резе терригенной толщи нижнего карбона выделяется девять продуктивных пластов
С-1, С-П, С-Ш, C-IVn, C-IV, C-V, C-Vn, C-VIn, C-VI.
Начальный режим работы большинства залежей оценивается как упруго-водо-
напорный. Воздействие краевых вод часто ограничено. Лишь на отдельных неболь-
ших литологических залежах пластов С-1, С-П, C-V, C-IVO начальный режим упру-
гий с возможным переходом на режим растворенного газа. Вязкость пластовой нефти
колеблется от 35,2 мПа*с до 78,9 мПа*с, среднее значение 48 мПа*с.
Наиболее активно разрабатывается пласт С-Ш, менее активно — пласты С-1 и С-П
и весьма слабо - остальные пласты. Причинами неравномерной выработки продуктив-
ных пластов являются различия их геолого-физических характеристик. Средние значе-
ния коэффициента проницаемости колеблются от 0,352 мкм2 по пласту С-V до 1,109 мкм2
по пласту С-Ш. Совместное вскрытие и перфорация всех пластов в нагнетательных сква-
жинах показала, что воду, как правило, принимают пласты с лучшей характеристикой.
Согласно начальным проектным документам конечный коэффициент извлече-
ния нефти должен был составить 0,37 по пласту С-Ш и 0,29 по пласту V. В последних
проектах разработки принято решение расширить дифференцированную закачку воды
по пластам. Скважины размещены по сеткам 350x350 м и 400x400 м.
В 1978-1979 годы проводили эксперимент по форсированному отбору жидкости
из 12 скважин с помощью УЭЦН. Оценка форсирования отбора жидкости осуществля-
лась путем сравнения дебитов скважин по жидкости и нефти, а также обводненности
продукции за 3 месяца до и через 3 месяца после изменения режима работы и сопостав-
ления характеристик вытеснения до и после форсированного отбора жидкости.
Отбор по жидкости из скважин увеличен с 30 м3/сут до 105 м3/сут, то есть более
чем в 3 раза. Дебит по нефти при этом повысился на 11%. Прирост в добыче нефти за
3 месяца после изменения режима по сравнению с 3 месяцами до его изменения соста-
вил 820 т. По трем скважинам получен прирост в добыче нефти, по остальным девяти
скважинам имели место потери в добыче. Обводненность по скважинам увеличилась.
Характеристики вытеснения по большинству скважин Саузбашевского место-
рождения, обводненных более чем на 50%, имеют линейный характер.
Оценка эффективности процесса форсирования отбора жидкости выполнена с
использованием характеристик вытеснения. Оказалось, что эффективность вытесне-
ния при форсированном отборе жидкости уменьшилась. Снижение эффективности
вытеснения может быть объяснено ускоренным прорывом воды по высокопроницае-
мым прослоям, связанным с отрицательным проявлением аномальных свойств вяз-
коупругих нефтей.
Байсаровское месторождение разрабатывается с 1978 года. Система размеще-
ния скважин равномерная, треугольная по сетке 300x300 м. Нефти угленосной толщи —
тяжелые, высоковязкие (с вязкостью 53 мПа*с) и парафинистые. Средние коэффици-
енты проницаемости пород пластов С-П, С-Ш, C-IV, С-V и C-VI меняются в диапазоне
0,350-0,830 мкм2. Средний дебит добывающих скважин по нефти — 7,8 т/сут, по жидко-
сти— 11,7 т/сут. Залежи нефти имеют ограниченную связь с законтурными и подо-
швенными водами. Очагово-избирательное заводнение пластов угленосной толщи на-
чато в 1983 году. Средняя приемистость нагнетательных скважин — 200 м3/сут. Сред-
няя весовая обводненность при текущей нефтеотдаче от балансовых запасов 11,6% со-
ставила 33,0%, что является неплохим показателем для залежей, содержащих нефть с
вязкостью более 60 мПа*с. Ожидаемый коэффициент нефтеизвлечения по пластам
меняется от 0,30 до 0,35.
По принятым критериям заводнение необработанной водой можно применять на
залежах вязкостью до 30 мПа*с. Однако опыт разработки Байсаровского месторожде-
ния и ряда залежей нефти бобриковского горизонта Татарстана — Ново-Суксинского,
Ульяновского, некоторых залежей бобриковского горизонта Ромашкинского месторож-
дения — свидетельствует о достаточно высокой эффективности нагнетания необрабо-
танной воды в объекты, содержащие нефти с вязкостью от 30 мПа*с до 60 мПа*с.
На Биавашевском месторождении основным эксплуатационным объектом яв-
ляется пласт С-П. Средняя толщина пластов С-1 и С-П равны 2,9 м и 3,6 м, а коэффи-
циенты проницаемости — 0,400 мкм2 и 0,392 мкм2. Вязкость нефти в пластовых усло-
виях 99 мПа*с. Разработка месторождения осуществляется по равномерной треуголь-
ной сетке 350x350 м с плотностью 10,6 га/скв. Законтурное заводнение неэффектив-
но из-за наличия вблизи водонефтяного контакта обширной зоны окисленной нефти.
Ожидаемая конечная нефтеотдача не превысит 20%.
Воядинское месторождение введено в разработку в 1972 году. Разбуривание
месторождения производилось по равномерной треугольной сетке 500x500 м. Песча-
ники бобриковского горизонта индексируются как пласт C-VI и представлены в раз-
резе одним-четырьмя прослоями. Нефтеносные горизонты залегают на глубине 1450 м.
На ряде участков они полностью замещены алевролито-глинистыми породами.
Средний коэффициент проницаемости пластов бобриковского горизонта составляет
0,590 мкм2, коэффициенты расчлененности и песчанистости — 3,6 и 0,29 соответствен-
но. Около двух третей разреза представлены плотными породами. Вязкость нефти в
пластовых условиях меняется в пределах 83,4-133 мПа*с, то есть нефти тяжелые, вяз-
кие, высокосмолистые. Среднее содержание смол составляет 22,7%, асфальтенов — 6,8%
и парафинов — 5,2%.
Высокая вязкость пластовой нефти и сложное геологическое строение значитель-
но осложняют условия выработки запасов нефти на месторождении. Проектная неф-
теотдача - 0,32.
Закачка холодной воды, начатая в 1978 году с целью поддержания пластового
давления, в условиях значительной неоднородности коллекторов и высокой вязкос-
ти нефти оказалась недостаточно эффективной. На Центральном куполе Воядинско-
го месторождения ведется промышленный эксперимент по закачке горячей воды в
пласты терригенной толщи нижнего карбона. Перед началом заводнения на 1 января
1987 г. при отборе 19% нефти от начальных балансовых запасов средняя обводнен-
ность продукции достигла 90%.
Дополнительная добыча нефти за счет термо- и гидродинамического воздействия
по характеристикам вытеснения по сравнению с базовым режимом в 1983—1986 годы
составила: в 1988 г. — 69,5 тыс.т, в 1989 г. — 104,8 тыс.т, в 1990 г. — 78,8 тыс.т, а за три
года — 253,1 тыс.т.
6.9. Особенности разработки залежей нефти
в карбонатных коллекторах
Залежи нефти в карбонатных коллекторах содержат 40% мировых запасов не-
фти, и на них приходится около 60% мировой добычи нефти [17].
В Самарской, Пермской и Оренбургской областях в этих залежах содержится
соответственно 40%, 50% и 60% общих запасов, в Татарстане и Башкортостане соот-
ветственно 18% и 22%, а прогнозные запасы - более 70% [7, 9]. В Удмуртии 78% запа-
сов ныне разрабатываемых месторождений приурочены к карбанатным коллекторам.
Основное отличие карбонатных коллекторов от терригенных заключается в ши-
роком развитии в них густой сети трещин и каверн, в более высокой неоднородности,
прерывистости (линзовидности) и расчлененности пластов.
Если залежи нефти терригенных отложений девона и нижнего карбона со сред-
ним коэффициентом проницаемости менее до 0,050 мкм2 считаются малопродуктив-
ными, а такие коллекторы считаются практически непроницаемыми и эти запасы от-
носят к забалансовым, то залежи в карбонатных породах с такими значениями коэф-
фициента проницаемости пористой матрицы могут разрабатываться с достаточно
высокой степенью эффективности.
Коэффициент проницаемости терригенных пород при одинаковых средних раз-
мерах пор, как правило, выше, чем карбонатных. Терригенные коллекторы имеют бо-
лее однородную и упорядоченную структуру порового пространства [11].
В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции подробно изучены залежи не-
фти в карбонатных коллекторах башкирского и турнейского ярусов в Самарской,
Пермской и Оренбургской областях [1, 10, И, 14, 17]. Важная геолого-промысловая
информация по таким залежам накоплена в Башкортостане, Татарстане.
С учетом особенностей строения карбонатные породы подразделяются на три
[11] или четыре [10] группы:
высокопроницаемые - с коэффициентом проницаемости выше 0,10 мкм2. В этих
коллекторах происходит опережающая фильтрация жидкости по пористой матрице.
Раскрытость микротрещин по данным исследования шлифов и кернов колеблется от
2 мкм до 20 мкм при протяженности от 0,01 до 0,10 м [10]. Однако опытные работы по
закачке индикатора в комплексе с дебитометрированием на залежах с высокопрони-
цаемыми карбонатными коллекторами башкирского А( и турнейского В( ярусов Ала-
каевского, Покровского, Козловского и Кулешовского месторождений Самарской
области показали возможность существования в них трещин большей раскрытости и
протяженности [10,17].
В начальный период закачки воды вытеснение пластовых флюидов происходит
довольно равномерно. В последующем в пределах обводненной зоны выделяются уча-
стки с аномально высоким содержанием воды и появлением трассирующего индика-
тора в близрасположенных добывающих скважинах через несколько суток.
Залежи нефти башкирского и турнейского ярусов первой группы в Самарской
и Пермской областях разбурены и разрабатываются при плотности сетки скважин
17—36 га/скв.
Опыт разработки залежей этой группы в Самарской области свидетельствует о
высокой эффективности внутриконтурного заводнения. И хотя процесс обводнения
карбонатных коллекторов, обладающих более высокой неоднородностью, происхо-
дит несколько сложнее, чем терригенных, показатели их разработки мало отличаются
от показателей для залежей терригенных пород основных продуктивных пластов боб-
риковского горизонта.
Разработка залежей нефти, приуроченных к башкирскому ярусу с маловязкой
нефтью 1,1—8,0 мПа*с, характеризуется высокими темпами отбора нефти: по Покров-
скому месторождению - 9,5%, Хилковскому - 8,9%, Благодаровскому - 10,5%, Алака-
евскому - 8,0%. Однако на залежах Якушинского и Орлянского месторождений, со-
держащих нефти повышенной вязкости (13—38 мПа* с), темпы отбора нефти доста-
точно низкие - около 3%.
Конечная нефтеотдача по этим объектам ожидается 30—45% [17]. Накопленный
водонефтяной фактор соответствует суммарному водонефтяному фактору залежей с
терригенными коллекторами.
В Башкортостане к первой группе относятся объекты кизеловского горизонта
турнейского яруса Знаменского, Мустафинского (залежь III), Волковского, Ташлы-
Кульского (залежь VI), Дмитриевской и Шейхалинской площадей, Саннинской и Бал-
таевской площадей Серафимовского месторождения, Петропавловского (залежи II
и III), башкирского яруса Четырманского (залежь I) и верейского горизонта Игровс-
кого месторождения.
Плотность сетки скважин на этих объектах колеблется от 13,2 га/скв на Волков-
ском и залежи VI Ташлы-Кульского месторождениях до 28 га/скв на Балтаевской пло-
щади Серафимовского месторождения.
Ожидаемые величины конечной нефтеотдачи составляют от 30% до 42% при на-
копленном водонефтяном факторе 3,7—4,1 м!/т.
Наибольшими темпами обводнения и относительно низкими величинами неф-
теотдачи характеризуются залежи Балтаевской площади Серафимовского и Муста-
финского месторождений, содержащих нефти повышенной вязкости. Вязкость нефти
этих залежей при пластовых условиях соответственно равна 18,6 мПа*с и 28 мПа*с, а
ожидаемая расчетная конечная нефтеотдача 23% и 35%.
Наилучшие результаты достигаются на объектах, где осуществляется внутрикон-
турное заводнение. Нагнетаемая вода вытесняет нефть из пористой матрицы по второ-
степенным трещинам в добывающие скважины. Давление нагнетания на 1,5—3,0 МПа
выше бокового горного давления. При заводнении используется пластовая высокомине-
рализованная вода. Так, в залежи VI Ташлы-Кульского месторождения до начала закачки
воды пластовое давление с начального 13,7 МПа снизилось до 6—8 МПа. В результате
организации внутриконтурного заводнения пластовое давление стало возрастать, в пос-
ледние годы практически достигло начального значения и превысило боковое горное дав-
ление на 3,05 МПа. Текущая нефтеотдача на 1 января 1993 года достигла 33,4% при обвод-
ненности продукции лишь 40,5%. Плотность сетки скважин - 13,2 га/скв.
Аналогичные результаты получены на залежах нефти башкирского яруса и ве-
рейского горизонта Четырмано-Игровской группы месторождений и кизеловского го-
ризонта Саннинского, Знаменского, Стахановского, Волковского и Мустафинского
месторождений.
На территории Татарстана запасы нефти в карбонатных коллекторах сосредото-
чены в турнейских и верейско-башкирских отложениях карбона на глубине 650—1300 м.
Кизеловско-черепетские отложения верхне-турнейского подъяруса и верей-башкир-
ские отложения являются регионально нефтеносными на большей части территории
востока Татарстана. Залежи нефти пластового и массивного типов. Локально нефте-
носными являются карбонатные отложения девона. Большинство залежей нефти в
карбонатных отложениях сконцентрированы во франско-турнейском нефтегазонос-
ном комплексе.
Карбонатные отложения представлены преимущественно трещинными, порово-
трещинными и трещиновато-поровыми коллекторами. Вязкость нефти залежей в кар-
бонатных коллекторах Татарстана на порядок выше, чем в соседних регионах и со-
ставляет 20—200 мПа*с.
Здесь к объектам первой группы может быть отнесен опытный участок залежи
верейского горизонта Шегурчинского месторождения. На этом участке, разбуренном
по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300x300 м, про-
водились опытно-промышленные работы по изучению возможности применения и
отработки технологий циклического заводнения в комплексе с внедрением искусст-
венных каверн-накопителей.
Оказалось, что темпы отбора нефти начальных извлекаемых запасов до начала
работ на опытном участке в 4,3 раза выше, чем в целом по месторождению [9].
Анализ коэффициента вытеснения нефтей различной вязкости из карбонатных
коллекторов указывает, что с увеличением вязкости нефти от 20 мПа*с до 120 мПа*с
коэффициент вытеснения уменьшается от 0,59 до 0,32, то есть почти в два раза. Поиск
путей снижения вязкости нефти для обеспечения полноты выработки карбонатных
коллекторов следует вести с учетом этого обстоятельства По-видимому, это возмож-
но достичь в результате применения термозаводнения.
К среднепродуктивным залежам второй группы отнесены карбонатные по-
роды-коллекторы со средним коэффициентом проницаемости от 0,01 мкм2 до 0,10 мкм2
и нижним пределом пористости 8—10%. На этих объектах наблюдается [11] комбини-
рованый механизм вытеснения нефти водой, когда гидродинамическое вытеснение и
капиллярный обмен жидкостями между матрицей и трещинами сопоставимы по объе-
му фильтрации.
К таким объектам в Пермской, Самарской и Оренбургской областях отнесены
залежи нефти турнейского яруса Таныпского, Сосновского, Ново-Запрудненского,
Сорочино-Никольского, Карповского месторождений, башкирского яруса и верейс-
кого горизонта Северо-Канского, Полазненского, Кулешовского, Ярино-Каменолож-
ского, Батырбаевского, Быркинского месторождений. Темпы отбора нефти из началь-
ных извлекаемых запасов на этих объектах в 1,—1,8 раза ниже, чем на залежах первой
группы. Ожидаемая конечная нефтеотдача на 10 20 пунктов ниже.
В Башкортостане с учетом строения карбонатных коллекторов и опыта разра-
ботки залежи второй группы подразделяются на две подгруппы: с проницаемостью от
0,05 мкм2 до 0,10 мкм2 и 0,01—0,05 мкм2.
На залежах Татарстана в основном с высоковязкой нефтью при таких величинах
проницаемости пород проводят поисковые и опытно-промышленные работы по изуче-
нию возможности заводнения карбонатных коллекторов, по обоснованию оптимальной
плотности сетки и рационального размещения скважин, по выбору эффективных гидро-
динамических и физико-химических методов воздействия на продуктивные пласты.
Залежи со средним коэффициентом проницаемости менее 0,01 мкм2, но выше
0,001 мкм2 ряд авторов [10, 14] относит к объектам с низкопродуктивными и низко-
проницаемыми коллекторами.
В этих коллекторах механизм фильтрации целиком определяется явлением про-
тивоточной капиллярной пропитки [11]. На таких залежах темпы отбора нефти от
начальных извлекаемых запасов значительно ниже, чем на залежах с высоко- и сред-
непроницаемыми коллекторами, а конечная нефтеотдача составляет 8—10% от началь-
ных балансовых запасов.
И, наконец, к четвертой группе [10,14] отнесены залежи в карбонатных коллек-
торах с поровой проницаемостью менее 0,001 мкм2. Нижний предел пористости 2—4%.
В Башкортостане залежи нефти с указанными значениями проницаемости не раз-
рабатываются. Поровые терригенные породы с такой проницаемостью, как правило,
промышленной нефти не содержат.
Условия разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам
четвертой группы, наиболее сложны и обусловлены лишь наличием трещинной про-
ницаемости. Тем не менее залежи в таких коллекторах с естественным аномально вы-
соким пластовым давлением, превышающим боковое горное давление, могут быть вве-
дены в разработку с определенной степенью активности. В качестве примера таких
залежей следует привести залежи в задонском горизонте Речицкого, в семилукском
горизонте Осташковского, в воронежском горизонте Вишанского месторождений [10].
Карбонатные пласты месторождений Южно-Татарского свода разбурены по та-
кой же сетке, что и терригенные пласты — 12—16 га/скв.
На Шегурчинском, Ямашинском и Ромашкинском месторождениях проведены
опытно-промышленные работы по изучению влияния плотности сетки скважин на
выработку запасов и созданию эффективных систем разработки залежей в карбонат-
ных отложениях. Плотность сетки скважин изменяется в пределах 1—25 га/скв. Это
соответствует расстоянию между скважинами от 100 до 500 м. Оказалось, что уплот-
нение сетки скважин ведет в основном к увеличению охвата пластов вытеснением по
толщине и отражает кривую распределения линз коллекторов по размерам, то есть
прерывистость строения карбонатных коллекторов. Выяснено, что наибольшей пре-
рывистостью характерезуются коллекторы башкирского яруса. В турнейском ярусе
доля коллекторов в разрезе в два раза выше, чем в башкирском (Шегурчинское место-
рождение). Отсюда следует, что на залежах с высокой прерывистостью строения пла-
стов нефтеизвлечение будет ниже. Однако проблема нефтеизвлечения будет решена
не только за счет уплотнения сетки скважин, но и путем совершенствования системы
заводнения, нестационарного заводнения применения химических реагентов и дру-
гими методами.
Фильтрационные свойства карбонатных коллекторов во многом определяются
трещиноватостью. Для изучения трещиноватости больших участков используется ме-
тод сейсмолокации бокового обзора (СЛБО). С 1994 года этим методом проводятся
систематические обследования нефтеносных объектов Татарстана. По данным СЛБО
построены карты трещиноватости и уплотнения.
Методом СЛБО выявляется направление зоны разуплотнения, которое совпа-
дает с направлением трещиноватости, зафиксированное сейсмическими исследова-
ниями в скважине и ускоренным движением вытесняющего агента. Установлено, что
башкирский ярус на залежи № 302 (участок 1) является единым эксплуатационным
объектом с серпуховскими отложениями. Это подтверждается результатами эксплуа-
тации скважин. Максимальный начальный дебит по нефти в скважинах, расположен-
ных в трещиноватой зоне, в 1,8 раза выше, чем в скважинах, находящихся вне трещи-
новатых зон. Водонефтяной фактор по скважинам, пробуренным вне трещиноватых
зон, в 1,5 раза ниже, чем по скважинам, расположенным в трещиноватой зоне.
По серпуховскому ярусу выяснено, что объект имеет сильно развитую трещино-
ватость, только 25% скважин не имеют зоны разуплотнения. Превалирующее направ-
ление трещиноватости северо-западное и северо-восточное, дебиты добывающих сква-
жин, расположенных в трещиноватых зонах, в 3,5 раза выше, чем вне трещиноватых
зон, вытеснение нефти происходит за счет вертикального подъема водонефтяного
контакта, следовательно, имеется вертикальная трещиноватость. Развитая трещино-
ватость приводит к отбору больших объемов воды и снижению нефтеизвлечения.
По турнейскому ярусу, залегающему на глубине более 1200 м, исследования про-
ведены по залежам № 91 и № 101 Акташской площади Ново-Елховского и кизеловско-
го горизонта Бавлинского месторождения. Установлено, что трещиноватость развита в
широтном, северо-западном, северо-восточном и меридиональном направлениях. Вы-
яснено, что наблюдается слабая корреляционная связь между трещиноватостью и де-
битом скважин. Дебиты скважин, попавших в трещиноватую зону, в 1,3 - 1,8 раза выше,
чем вне этой зоны. Доля влияния трещиноватости на дебит скважин составляет всего
лишь 4,9—18,6%.
По Нератовскому участку Соколкино-Сарапалинского месторождения значимой
связи между дебитом скважин и трещиноватостью не было зафиксировано.
На Ашальчинском месторождении по данным СЛБО зоны разуплотнения вы-
явлены в 50% скважин. В этих условиях выявленная трещиноватость практически не
влияет на дебиты как горизонтальных, так и вертикальных скважин. Эти данные по-
лучены по результатам бурения 22 скважин, в том числе шести горизонтальных сква-
жин, имеющих длину ствола от 150 до 500 м. При значительной трещиноватости зале-
жи объект становится в определенном смысле однородным.
На основе анализа показателей разработки залежей выявлено, что при эксплуа-
тации залежи на отдельных участках преобладает одна система трещин. Учет и ис-
пользование трещин позволяет повысить эффективность разработки залежи.
7. Прогрессивные гидродинамические методы
увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения
отбора попутной воды
Высокопродуктивные месторождения Татарстана и Башкортостана находятся на
поздней стадии разработки. В связи с этим возникает проблема сдерживания темпов
падения добычи нефти, сокращения объемов попутно извлекаемой воды и ускорен-
ного ввода в разработку малоэффективных месторождений с трудноизвлекаемыми
запасами. Такие запасы содержатся в залежах с высоковязкой нефтью, в пластах с низ-
копроницаемыми и маломощными коллекторами, в водонефтяных зонах. В настоя-
щее время трудноизвлекаемые запасы в малоэффективных месторождениях состав-
ляют более 65%, а в высокопродуктивных — менее 35% всех запасов. В целом по рес-
публике Татарстан доля трудноизвлекаемых запасов возросла с начальных 33% до
79,9% в настоящее время. Все это отрицательно сказывается на темпах добычи нефти
и предопределяет низкую величину нефтеотдачи.
Трудноизвлекаемые запасы обычно вырабатываются темпами в два-три раза ниже
активных и требуют во столько же раз больше затрат на добычу, а также применения
прогрессивных технологий и нового оборудования для достижения достаточной рен-
табельности. Превалирующее значение имеют гидродинамические и геолого-физи-
ческие методы нефтеотдачи, подчиненное — третичные (рис. 7.1). Например, на Ро-
машкинском месторождении за счет гидродинамических и геолого-физических мето-
дов добыто свыше 400 млн.т нефти, а за счет третичных — 18 млн.т [ 123].
Современные методы воздействия на сложнопостроенные слабопроницаемые
карбонатные коллекторы с повышенной и высокой вязкостью нефти чрезвычайно
сложны. Представляет интерес анализ результатов опытно-промышленных работ и
рекомендации по интенсификации разработки залежей в таких коллекторах.
Основными гидродинамическими методами, к числу которых можно отнести тех-
нологические мероприятия на поздней стадии разработки месторождений, являются
следующие [123]:
— разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов и ввод в активную
разработку недренируемых запасов нефти слабо вырабатываемых участков и пла-
стов многопластового месторождения;
— бурение дополнительных скважин и оптимизация плотности сетки скважин на
поздней стадии разработки месторождений, в том числе с применением нетра-
диционных методов разбуривания горизонтальных скважин и зарезкой боковых
стволов в обсаженных скважинах;
— совершенствование системы заводнения на поздней стадии разработки залежей
в терригенных отложениях девона и нижнего карбона;
— регулирование темпов отбора жидкости, нефти и воды на залежах девонских и
нижнекаменноугольных отложений;
— повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений плат-
форменного типа;
— применение нестационарного заводнения с изменением направлений фильтра-
ционных потоков с целью снижения темпов обводнения залежей в карбонатных
и терригенных коллекторах [7, 8, 11, 17, 35, 122—124];
— поддержание оптимальных давлений нагнетания воды в зависимости от геоло-
го-физических параметров пласта;
— использование высокоэффективных технологий обработки призабойных зон, та-
ких как: создание искусственных каверн-накопителей нефти, направленная со-
лянокислотная обработка, применение композиции на основе алюмохлорида для
Эффективность мероприятий технического прогресса
1986 г. 1990 г. 1995 г. 2000 г. 2005 г.
Рис. 7.1
Дополнительная добыча нефти за счет: I - нестационарного (циклического) заводнения;
II - форсированного отбора жидкости; III - вовлечения в разработку недренируемых
запасов в результате разделения объектов, бурения дополнительных скважин;
IV - комплексной технологии повышения эффективности разработки залежей нефти в
карбонатных коллекторах; V - комплексной технологии повышения эффективности
разработки залежей нефти в терригенных коллекторах; VI - ГРП; VII - бурения
горизонтальных скважин; VIII - бурения горизонтально-разветвленных скважин;
IX - бурения горизонтальных стволов из старых скважин; X - бурения горизонтально-
разветвленных стволов из старых скважин; XI - полимерного заводнения;
XII - эфирцеллюлозного воздействия; XIII - закачки ПДС; XIV - закачки жидкого стекла;
XV - применения прочих МУН. Цифры над верхней кривой - суммарная годовая
дополнительная добыча нефти за счет применения всех мероприятий технического
прогресса; цифры сбоку - годовая дополнительная добыча нефти за счет применения
мероприятий, обозначенных римскими цифрами; цифры в кружках - годовая
дополнительная добыча нефти (процент от годовой) по группам мероприятий:
гидродинамическим, геолого-физическим и третичным методам повышения
нефтеотдачи пластов.
карбонатных коллекторов, депрессионные методы очистки призабойных зон, тер-
мохимические методы в случае с терригенными коллекторами;
— применение новых высокоэффективных методов первичного и вторичного вскры-
тия пласта с использованием УСИП 146/216, крепления колонн модульными
отсекателями, перфорации с применением сверлящего перфоратора ПС-112, бес-
перфораторного вскрытия, а также более совершенных технологий глушения
скважин при текущем капитальном ремонте.
7.1. Разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов
Совместная эксплуатация пластов с различными коллекторскими свойствами
усиливает последствия неоднородного строения эксплуатационного объекта (нерав-
номерность вытеснения нефти, рост отбора попутной воды), а также усложняет конт-
роль и регулирование процесса выработки отдельных пластов.
Проблемы разукрупнения, выделения и оптимизации эксплуатационных объек-
тов актуальны в Татарстане так же, как и в других нефтедобывающих районах.
Поиск их решения [2,7,9,55,56,58,79,111,122,128,129,131,144] идет в течение
нескольких лет.
В геологическом плане по разрезу пластов с различными геолого-физическими
характеристиками изучается их взаимное расположение, надежность глинистого раз-
дела, зональная и послойная неоднородность коллекторов и характеристика флюи-
дов по пластам.
В технологическом плане должны быть составлены варианты систем заводнения
пластов и плотности сетки скважин для обеспечения проектной нефтеотдачи и рента-
бельности разработки выделенного объекта, учитывающие горно-геологические условия.
Из-за недостаточной исследованности, а поэтому и неполного учета особенностей
геологического строения в первой генеральной схеме разработки горизонта Д-1 Ромаш-
кинского месторождения допущены просчеты, обусловившие в дальнейшем значитель-
ные осложнения. Например, в единый эксплуатационный объект были объединены 5—8
и более пластов, отличающихся по проницаемости в некоторых случаях в 15 раз.
Впоследствии по результатам разбуривания установлена нефтеносность горизон-
та Д-0. Этот горизонт также был включен в единый объект разработки — горизонт Д-1.
По мере уточнения геологического строения и характера выработки пластов ранее вы-
деленные объекты были расчленены как минимум на две пачки: верхнюю и нижнюю.
Процесс разукрупнения эксплуатационных объектов неразрывно связан с раз-
делением этого месторождения на отдельные крупные площади рядами нагнетатель-
ных скважин, с оптимизацией сетки скважин, с совершенствованием системы завод-
нения и вводом в активную разработку запасов нефти. Так, по горизонту Д-1 Ромаш-
кинского месторождения выделена 21 самостоятельная площадь (рис. 7.2).
В интересах повышения темпов выработки и получения высокой нефтеотдачи в
дальнейшем организовано более 400 самостоятельных блоков. Благодаря разукруп-
нению объектов и внедрению ряда мер по совершенствованию системы разработки
залежей, таких как бурение дополнительных добывающих скважин, дифференциа-
ция закачки воды в пласты с различными геолого-физическими свойствами, оптими-
зация давлений нагнетания и на забое добывающих скважин по пласту Д-1 Ромаш-
кинского месторождения дополнительно извлечено 294 млн.т нефти, то есть 38,5%
общей добычи нефти по горизонту Д-1 [8].
В высокопродуктивных месторождениях имеются пласты и пропластки, содер-
жащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Средняя пористость таких участков колеб-
лется в интервале 13,1 — 14,4%, а проницаемость — в диапазоне 0,067—0,134 мкм2 при
средних значениях 13,8% и 0,103 мкм2.
Выяснено, что наибольшей изменчивостью характеризуются средне-взвешенные
значения толщины пластов с трудноизвлекаемыми запасами от 1,9 м на Ташлиярской
до 4,3 м на Северо-Альметьевской площади. Суммарная эффективная толщина слабоп-
роницаемых коллекторов выше на центральных площадях и достигает в отдельных сква-
жинах 19,0 м [122]. Наличие низкопродуктивных пластов требует выделения их в само-
стоятельный объект разработки.
Рис. 7.2
Обзорная схема площадей самостоятельной разработки
Ромашкинского месторождения
Ташлиярская
Березовская
Чишминская
Сев. Альметьевская
Альмеевская
Миннибаевская
Абдрахма
новская
Зай- '
Каратайская/
Куакд (Южно-Ромашкинска
баш.
.ская \ Лениногорская
Алькеевская
Проблема разукрупнения эксплуатационных объектов является не менее важ-
ной и актуальной для месторождений Башкортостана. Выработка запасов нефти в
верхней продуктивной пачке (Д-1« и Д-16) пласта Д-1 Туймазинского месторождения
в 1,5—2 раза ниже, чем основного Д-1в+г. Отставание в выработке верхней пачки оп-
ределялось условиями совместной разработки верхней и основной пачки, так как пла-
сты верхней пачки с ухудшенными физическими свойствами не обеспечивались пол-
ным охватом выработкой. По среднепродуктивной пачке не исключалась возможность
существования застойных невыработанных зон, приуроченных к участкам залежи со
сложным геологическим строением. Верхняя пачка сложена сильно глинистыми пес-
чаниками и алевролитами. Нефтенасыщенная толщина составляет 1,0—3,6 м. Замет-
ное отставание выработки верхней пачки наблюдается и по горизонту Д-П.
В связи с этим в последних проектах разработки Туймазинского месторождения
предусматривается размещение дополнительных добывающих скважин и усиление
систем заводнения именно по верхним продуктивным пачкам.
К сожалению, до сих пор отсутствуют надежные методы контроля за выработкой
запасов по отдельным интервалам, блокам, горизонтам и пластам на поздней стадии.
Не менее трудоемкие и крупномасштабные работы по разукрупнению эксплуата-
ционных объектов проведены на продуктивных пластах терригенной толщи нижнего
карбона. Значительный опыт в этом направлении накоплен в Башкортостане на Арлан-
ском, Манчаровском и Туймазинском месторождениях с вязкостью пластовых нефтей
в диапазоне 10—30 мПа* с. Эксплуатация крупного Арланского месторождения в Баш-
кортостане на начальной стадии осуществлялась по технологическим схемам и проек-
там разработки, составленным в 1958,1961 и 1964 годах. В проектных документах пре-
дусматривалась разработка всех продуктивных пластов единой сеткой скважин с плот-
ностью 48 га/скв. при объединении их в один эксплуатационный объект, 24 га/скв. —
при выделении двух объектов. Кроме того, в пачки запроектирована раздельная закач-
ка воды. С целью дальнейшего повышения эффективности разработки месторождения
и увеличения нефтеотдачи в проектных документах 1977 и 1986 годов и решениях МНП
СССР и производственного объединения «Башнефть» было предусмотрено создание
дополнительных разрезающих нагнетательных скважин, внедрение очагово-избиратель-
ной системы заводнения, разукрупнение эксплуатационных объектов и оптимизация
плотности сетки скважин [54]. Путем бурения и освоения внутриконтурных рядов на-
гнетательных скважин созданы отдельные самостоятельные блоки (рис. 7.3). Так, на
Арланской, Николо-Березовской и Ново-Хазинской площадях Арланского месторож-
дения выделены соответственно восемь, четыре, и семь блоков [54].
Разукрупнение эксплуатационных объектов на блоки с дифференцированной за-
качкой воды с учетом особенностей их строения позволило увеличить коэффициент
использования запасов и снизить темпы нарастания обводненности. Например, на Сак-
ловском участке Арланского месторождения закачка воды до 1964 года проводилась
в основном по пласту C-VI, имеющему хорошую сообщаемость с законтурной зоной.
В результате резкого повышения давления в водонасыщенной части пласта началось
интенсивное обводнение добывающих скважин. При отборе всего лишь 2% балансо-
вых запасов нефти средняя обводненность добываемой продукции составила 65%.
Расчеты показали, что при условии сохранения закачки воды только в пласт C-VI
нефтеотдача при обводненности 95—97% составит всего лишь 7%.
С целью улучшения выработки запасов на этом участке произведено перерасп-
ределение закачки воды по пластам. Отбор жидкости и закачка воды по пласту C-VI
были ограничены. Начата закачка воды в верхние пласты через скважины, в которых
пласт C-VI не вскрывался. В настоящее время закачкой охвачены пласты С-П и С-Ш,
доля запасов которых, составляет 40% и 26% от общих запасов участка. Вовлечение в
активную разработку указанных пластов повысило среднесуточный отбор жидкости
с участка и снизило обводненность продукции [7].
Разукрупнение эксплуатационных объектов на залежах терригенной толщи ниж-
него карбона Арланского месторождения осуществлялось в комплексе с другими эф-
фективными гидродинамическими и геолого-физическими методами воздействия на
пласт с оптимизацией плотности сетки скважин, совершенствованием системы завод-
нения и регулирования темпов отбора жидкости. Это позволяет достичь коэффици-
ента нефтеизвлечения по различным площадям и участкам в пределах 0,416—0,448.
На основе анализа состояния разработки залежей нижнего карбона Александровской
площади Туймазинского месторождения установлено, что в многопластовых разре-
зах происходит опережающая выработка наиболее мощных пластов. Пласты малой,
до 2 м, толщины в таких разрезах практически не вырабатываются. При совместной
эксплуатации песчаников бобриковского горизонта и известняков турнейского яруса
в первую очередь вырабатываются запасы пластов терригенной толщи. Как и на других
месторождениях, с ростом числа пластов в разрезе доля работающих снижается [18,112].
Арланское нефтяное месторождение
Рис. 7.3
1 - поисково-разведочные скважины; 2 - внешний контур нефтеносности
(I,II,III,IV - площади соответственно Вятская, Арланская, Николо-Березовская,
Ново-Хазинская с Юсуповской левобережной частью)
В связи с этим в проекте 1987 года была предусмотрена раздельная разработка
бобриковского и турнейского продуктивных объектов. По тем же причинам для раз-
работки залежей нижнего карбона предложена раздельная система нефтегазо- сбора,
сбора, подготовки и закачки в пласт попутной воды. В проекте рекомендуется довес-
ти плотность сетки скважин до 11,5 га/скв при площадной и очаговой системах завод-
нения. Ожидаемая конечная нефтеотдача равна 35,3%.
Генеральной схемой разработки Манчаровского месторождения предусматрива-
лась эксплуатация всех пластов терригенной толщи единой сеткой скважин. Такая
схема выполнена в БашНИПИнефть в 1965 году и утверждена Центральной комис-
сией Миннефтепрома по разработке нефтяных месторождений. По проекту предус-
матривалось законтурное заводнение на Якеевской, Манчарово-Игметовской, Тамь-
яновской и Абдуллинской площадях и внутриконтурное поперечное разрезание Кре-
щено-Булякской площади, использование первого обводнившегося по верхней пачке
ряда скважин для законтурного заводнения нижней пачки на юго-востоке Манчаро-
во-Игметовской площади, перевод под закачку приконтурных добывающих скважин
по мере их обводнения, освоение под закачку воды ряда добывающих скважин на гра-
нице Манчарово-Игметовской и Абдуллинской площадей для организации очагово-
го заводнения по верхней пачке и законтурного — по нижней.
В условиях узких вытянутых залежей с размещением на площади всего двух-
четырех рядов добывающих скважин и только на Манчарово-Игметовской площа-
ди — до пяти рядов наиболее эффективной на этой стадии оказалась запроектиро-
ванная система заводнения.
Реализация технологических принципов генеральной схемы и дополнительных
мероприятий таких как освоение очаговых и законтурных нагнетательных скважин,
повышение гидродинамического совершенства скважин, форсированный отбор, пе-
рераспределение и регулирование объемов нагнетаемой воды позволили повысить
темпы выработки запасов нефти нижней пачки и к 1973—1974 годам достичь отборов,
пропорциональных содержащимся в ней запасам, и удерживать их на этом уровне [58].
В результате плотность сетки скважин по нижней пачке составила 13—14 га/скв., а по
верхней — 16—20 га/скв. В целом, по месторождению наметилась тенденция роста
конечной нефтеотдачи на 3—4% относительно предусмотренной генеральной схемой.
По состоянию на 1 мая 1996 года текущая нефтеотдача по терригенной толще нижне-
го карбона Манчаровской группы месторождений составила 48% при обводненности
продукции 96,1%. Таким образом, разукрупнение эксплуатационных объектов с уче-
том особенностей геологического строения и потенциальных возможностей пластов
и продуктивных пачек является одним из эффективных методов увеличения теку-
щих отборов нефти и, в конечном итоге, нефтеотдачи месторождений.
7.2. Эффективность бурения дополнительных скважин и оптимизация
плотности сетки на поздней стадии разработки
нефтяных месторождений
Практика разработки нефтяных месторождений Татарстана показала необходи-
мость расширения основного фонда скважин, предусмотренного в первоначальных ге-
неральных схемах, за счет так называемых дополнительных скважин. По состоянию на
1 января 1995 года на Ромашкинском месторождении без учета скважин-дублеров про-
бурено сверх основного фонда 18847 скважин. Это составляет 46,6% проектного фонда.
Около половины скважин пробурено с целью разукрупнения эксплуатационных объек-
тов и столько же для оптимизации плотности сетки. Бурение дополнительных скважин
позволило вовлечь в активную разработку 461 млн.т извлекаемых запасов. С начала
разработки на одну добывающую скважину дополнительного фонда добыто свыше
50 тыс.т нефти.
На месторождениях Татарстана имеются весьма благоприятные условия для
оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу. Во-первых, основные за-
лежи девонских отложений разбурены сетками скважин с различной плотностью и
находятся на поздней стадии. По их освоению накоплен большой опыт. Во-вторых, на
месторождениях проведен значительный объем дополнительного бурения с целью оп-
тимизации плотности сетки скважин. В-третьих, в республике проводятся экспери-
ментальные работы на 32 участках залежей с повышенной вязкостью и в карбонат-
ных отложениях, разбуренных сеткой плотностью от 1 га/скв. до 16 га/скв.
Скважины, пробуренные для повышения нефтеотдачи девонских пластов Ромаш-
кинского месторождения, подразделены на пять категорий: для ввода в разработку
линз и тупиковых зон, водонефтяных зон, малопродуктивных коллекторов, застой-
ных зон и организации линий стягивания. С целью вовлечения в разработку линз,
полулинз и тупиковых зон пробурено 47,4% дополнительных скважин, для малопро-
дуктивных коллекторов — 18,6%, для водонефтяных зон — 11,7%, для застойных зон —
11,5% и с целью стягивания контуров нефтеносности — 10,8% [8]. То есть наибольшее
число скважин фонда пробурено для обеспечения полноты выработки запасов линз,
полулинз и тупиковых зон, а также малопродуктивных коллекторов. На скважины
для выработки водонефтяных зон приходится небольшая доля.
На таких площадях, как Абдрахмановская, Западно-Лениногорская, Зай-Кара-
тайская, Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность
эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фон-
да составляют дополнительные скважины. За предшествующий период из этих сква-
жин добыт значительный объем нефти. В результате бурения дополнительных сква-
жин активные извлекаемые запасы нефти увеличились на 95% от начальных [8]. На
основе анализа и обобщения опыта разработки Ромашкинского месторождения, а так-
же специальных геолого-геофизических исследований выяснено, что внедрение ком-
плекса мероприятий по совершенствованию систем разработки залежей и примене-
ние новых гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласты
позволит достичь 53% конечной нефтеотдачи, вместо 38% достижимой по первой ге-
неральной схеме, в соответствии с которой средняя плотность сетки скважин прини-
малась равной 45 га/скв. В проектных документах последних лет наряду с внедрени-
ем прогрессивных методов воздействия на пласты рекомендуется уплотнить сетку
скважин до 17,6 га/скв.
В настоящее время из пробуренного фонда выбыло 35% скважин, часть которых
при проведении геолого-технических мероприятий может быть введена в повторную
эксплуатацию. На одну отработанную скважину добыто 133 тыс. тонн нефти. На каж-
дую скважину, находящуюся в эксплуатации, добыто 159 тыс.т нефти. Для достиже-
ния проектной нефтеотдачи следует отобрать еще 25 тыс.т на одну скважину. Это впол-
не достижимо при выполнении геолого-технических мероприятий, намеченных Ком-
плексной программой развития нефтедобывающей промышленности Республики Та-
тарстан [123].
С 1958 года на основной залежи Бавлинского месторождения осуществляется
промышленный эксперимент по изучению зависимости нефтеизвлечения от плотности
сетки скважин и возможности сохранения достигнутого объема добычи нефти
(10 тыс.т/сут) при остановке 50% скважин действующего добывающего фонда [160].
Продуктивный пласт Д-1 терригенного девона Бавлинского месторождения представ-
лен песчано-алевролитовыми породами, а также аргиллитами и мергелями. Песчани-
ки и алевролиты пласта Д-1 слоисты. Установлено, что, кроме северного, остальные
три участка сложены монолитными довольно однородными песчаниками, хотя по тол-
щине пласт меняется в значительных пределах. На северном участке пласт расчленен
глинистыми прослоями на несколько пропластков [161]. Изменчивость параметров
пласта Д-1 по площади и коэффициент неоднородности коллекторов минимальны.
На каждую скважину горизонта Д-1 приходится в среднем по три пропластка. Из
865 пропластков, вскрытых в 309 скважинах, 516 представлены песчаниками и 349
алевролитами. Нефть горизонта Д-1 Бавлинского месторождения легкая (плотность
772 805 кг/м3), маловязкая (1,8—1,9 мПа«с), малосмолистая (массовое содержание
асфальтенов 0,7%, смол — 9,3% и парафинов — 3,6%). Нефть ньютоновская.
Перед началом эксперимента горизонт Д-1 эксплуатировался 189 скважинами
при законтурном заводнении. В соответствии с задачами эксперимента плотность сетки
скважин изменена с 20 га/скв. на 40 га/скв. [161]. Суточная добыча (пять тысяч тонн
нефти) из остановленных скважин перераспределена на оставшиеся действующие.
В результате промышленного эксперимента установлена возможность разработки
горизонта типа Д-1 Бавлинского месторождения по разреженной сетке скважин с сохра-
нением достигнутого уровня добычи нефти при наличии добывных возможностей [160].
По данным ученых ТатНИПИнефть и специалистов АО «Татнефть» потери в нефтеизв-
лечении вследствие разрежения сетки скважин составляют от 4,7% до 6,7% [160].
Практический интерес представляет сопоставление результатов оптимизации сет-
ки скважин на залежах девонских отложений Ромашкинского месторождения Татар-
стана и одновозрастных с ними пластов Туймазинского, Шкаповского и Серафимов-
ского месторождений Башкортостана.
Эксплуатационные объекты основных девонских отложений Башкортостана
вступили в разработку в 1944—1955 годы. По состоянию на 1 января 1994 года теку-
щая нефтеотдача по Туймазинскому месторождению достигла 55%, по Шкаповско-
му — 54% и по Серафимовскому — 58%, то есть несколько выше, чем на Ромашкинс-
ком месторождении.
В первоначальных проектах разработки девонских пластов Туймазинского, Шка-
повского и Серафимовского месторождений принята плотность сетки 20 га/скв., кро-
ме пласта Д-IV Шкаповского месторождения, где была запроектирована плотность
сетки 30 га/скв. Фактическая плотность сетки скважин на большинстве залежей не-
фти не соответствует проектным документам из-за слабой разбуренности водонефтя-
ных зон. В пределах первоначальных границ внутреннего контура нефтеносности
плотность сетки меняется от 16 га/скв. до 22 га/скв., в то время как водонефтяные
зоны разбурены плотностью 40 га/скв.
Специальные уплотняющие скважины на основные продуктивные пачки девон-
ских объектов Туймазинского, Шкаповского и Серафимовского месторождений не бу-
рились. Бурение осуществлялось в водонефтяных зонах, плохо вырабатываемых вер-
хних пластах и пропластках. Оказалось, что эффективность бурения новых скважин
на объектах девонских отложений Туймазинского, Шкаповского и Серафимовского
месторождений на поздней стадии заметно снижается. Значительных остаточных за-
пасов нефти на участках, не охваченных выработкой, не выявлено [94].
Таким образом, бурение дополнительных скважин на девонские пласты основ-
ных месторождений Татарстана и Башкортостана с одновременным применением ис-
кусственного заводнения явилось одним из наиболее эффективных методов повыше-
ния нефтеотдачи пластов.
На залежах, содержащих нефти с повышенной и высокой вязкостью, влияние
плотности сетки скважин на нефтеотдачу при прочих равных условиях заметно выше,
чем на объектах с маловязкой нефтью.
На Ромашкинском месторождении в отложениях бобриковского горизонта име-
ются 13 укрупненных залежей. В первоначальных технологических схемах разработ-
ки этих залежей приняты следующие схемы размещения скважин:
— разработка залежей бобриковского горизонта нижнего карбона осуществляется
самостоятельной сеткой скважин с частичным использованием девонского фон-
да путем возврата и одновременно-раздельной эксплуатации девонского и боб-
риковского горизонтов;
— разбуривание залежей предусматривается по равномерной квадратной сетке сква-
жин 500x500 м (25 га/скв.) в зонах с нефтенасыщенной толщиной более 4 м. Раз-
буривание залежей с самого начала разработки по более плотной сетке скважин
считалось нецелесообразным. Это диктовалось следующими соображениями: во-
первых, в условиях недостаточной изученности залежей разумнее двухстадий-
ное разбуривание; во-вторых, залежи совпадают в плане с основным девонским
горизонтом, находящимся в промышленной разработке, поэтому вместо буре-
ния новых скважин, возможно использование части девонского фонда для эксп-
луатации верхних горизонтов;
— число проектных скважин для бурения по основной сетке — 945, резервный
фонд — 253 скважины. Общий фонд на бобриковский горизонт с учетом пробу-
ренных, проектных и намеченных для возврата и одновременно-раздельной экс-
плуатации по основной сетке составил 1280 скважин.
После уточнения особенностей геологического строения с учетом опыта разра-
ботки залежей в 1970—1975 годах в оценку влияния плотности сетки скважин на ожи-
даемую нефтеотдачу внесены существенные коррективы.
Результаты оценки ожидаемой нефтеотдачи при практическом внедрении раз-
личных систем разработки представлены в табл. 7.1.
Из табл. 7.1 видно, что даже реализация положений утвержденных проектов раз-
работки залежей не позволяет достичь конечной нефтеотдачи 40,7%. В дальнейшем
Таблица 7.1
Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу залежей
бобриковского горизонта
Система разработки Фонд скважин Плотность сетки скважин, га/скв Нефтеотдача %
Реализованная по состоянию на 01.01.95 3577 23,6 29,4
По сумме утвержденных проектов 5286 15,9 36,5
Необходимая для достижения утвержденной нефтеотдачи 7020 12,0 40,7
необходимо уплотнение сетки скважин до 12 га/скв. с доведением пробуренного фон-
да до 7020 единиц. Эти результаты должны быть подкреплены соответствующими тех-
нико-экономическими расчетами вариантов дальнейшей разработки залежей нефти.
Однако постоянно изменяющиеся критерии оценки экономического эффекта и цены
на нефть не позволяют в настоящее время принять однозначное решение по оптими-
зации систем разработки залежей нефти [8].
Таблица 7.2
Влияние плотности сетки скважин на вовлечение запасов нефти бобриковского
горизонта Бавлинского месторождения
Год разработки Вовлеченные извлекаемые запасы нефти, млн. т Коэффициент нефтеизлечения, доли ед. Плотность сетки, га/скв
Первый 36,9 0,410 32,8
Второй 34,8 0, 387 31,9
Третий 35,5 0, 395 31,8
Четвертый 36,4 0, 405 31,7
Пятый 37,2 0,414 31,6
Шестой 38,0 0, 422 30,9
Залежи нефти бобриковского горизонта Бавлинского месторождения разбурены
по сетке 400x400 м и 460x460 м. При составлении проекта разработки для определения
оптимальной плотности сетки скважин использована методика «Сравнение состояния
разработки залежей нижнего карбона до и после бурения дополнительных скважин».
Так как залежи нефти продуктивного горизонта находятся на стадии падающей добычи
нефти, вовлеченные извлекаемые запасы нефти определены по зависимости «годовая
добыча — накопленная добыча», построенной на середину года (табл. 7.2). При реали-
зуемой системе и технологии разработки с условием их неизменности коэффициент
нефтеизвлечения по залежи в дальнейшем составит в целом 0,41 — 0,42. Из табл. 7.2
следует, что нефтеизвлечение увеличивается за счет уплотнения сетки скважин. С це-
лью оценки эффективности последнего проведено исследование парных зависимостей
нефтеизвлечение г]— плотность сетки скважин S.
Статистическая обработка коэффициентов конечной нефтеотдачи в зависимос-
ти от плотности скважин показала, что связь между ними описывается уравнением:
n=0,589.e-0’0020!>s1'5 (7.1)
Анализ этого уравнения показывает, что в целом по пласту в исследуемых интер-
валах прирост нефтеотдачи составляет 0,68 пункта на 1 га. Извлекаемые запасы нефти
на одну дополнительную скважину составляют 31,6 тыс.т. Максимальный народнохо-
зяйственный эффект получен в интервале плотности сетки 20—23 га/скв. Дальнейшее
ее уплотнение нецелесообразно. Проектный фонд скважин на бобриковский горизонт
составил 740 добывающих, 265 нагнетательных, 95 резервных и 86 скважин других кате-
горий. Плотность сетки при вводе всех скважин в эксплуатацию составит 22,3 га/скв. [94].
Разработка бобриковских пластов Ново-Елховского месторождения находится
в начале падающей добычи нефти. По месторождению отобрано 29% от начальных
извлекаемых запасов нефти. Темпы отбора жидкости и нефти низкие и продолжают
закономерно снижаться. Водонефтяной фактор достиг 1,25. Текущий уровень добычи
нефти составляет 0,45 от максимального.
По объектам с плотностью сетки 16—36 га/скв за основной период отбирается
около 60% начальных извлекаемых запасов. Это на 10% больше, чем по залежам с
плотностью сетки более 36 га/скв. При плотности сетки менее 16 га/скв. показатели
еще более улучшаются. К концу второй стадии обводненность не превышает 50%, то
есть более чем на 15% ниже по сравнению с разреженной сеткой. По объектам с высо-
ковязкой нефтью уплотнение сетки до 10 га/скв. позволило приблизить показатели
разработки к объектам с менее вязкой нефтью. Однако нельзя ожидать, что уплотне-
ние сетки скважин позволит достичь показателей, равных показателям разработки
залежей маловязких нефтей [139].
Крупномасштабные работы по оптимизации сетки скважин на основных место-
рождениях бобриковского горизонта Башкортостана осуществляются, как и на зале-
жах нефти терригенной толщи нижнего карбона Татарстана.
Для изучения влияния плотности сетки скважин на текущую и конечную нефте-
отдачу на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения с 1968 по 1987 год
проведены опытно-промышленные работы (рис. 7.4). За эти годы достигнуто уплот-
нение сетки скважин с 32 га/скв. до 18—24 га/скв. и в дальнейшем предполагается
довести до 10—12 га/скв. На основе анализа результатов этого эксперимента выясне-
но, что даже при благоприятных геолого-физических характеристиках продуктивных
пластов северного и южного полей может быть получен прирост конечной нефтеот-
дачи на 10—12% при эксплуатации залежи более плотной сеткой скважин (табл. 7.3).
Причем на участках с худшими коллекторскими свойствами влияние плотности сет-
ки на технологические показатели значительно выше [53].
Результаты эксперимента свидетельствуют о следующем:
— уплотнение сетки скважин сопровождается значительным увеличением добычи
нефти, снижением темпа обводнения пластов и заметным повышением коэффи-
циента охвата выработки запасов нефти, причем коэффициент охвата выше по
более однородным пластам;
— темпы отбора жидкости и нефти на южном поле Ново-Хазинской площади с плот-
ностью сетки скважин 10—12 га/скв. в 1,7 раза и 1,4 раза выше, чем на северном
Таблица 7.3
Влияние плотности скважин на коэффициент охвата заводнением
и текущую нефтеотдачу на Ново-Хазинской площади
Плотность сетки скважин, га/скв Коэффициент охвата заводнением Коэффициент текущей нефтеотдачи пласта,%
С-П C-V С- VI" C-VI по всем пластам С-П C-VI С-П+ C-VI
12 0, 65 0, 37 0, И 0, 49 0,51 45 34 38
21 0,41 0,12 0, 08 0, 36 0, 37 28 25 27
По площади 0, 57 0,17 0,10 0,41 0, 43 39 29 34
Рис. 7.4
Схема опытных полей по испытанию различной плотности сетки
скважин на Ново-Хазинской площади.
1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; 3 - внутренний контур
нефтеносности; 4 - границы полей; 5 - изопахиты текущей нефтенасыщенной толщины
поле с плотностью сетки 18 га/скв, а расчетная конечная нефтеотдача на южном
поле на 13 пунктов выше;
— бурение уплотняющих скважин на ранней стадии разработки объекта эффектив-
нее, чем на поздней и заключительной стадиях;
— уплотнение сетки скважин должно обеспечиваться соответствующим развити-
ем системы заводнения [17,53].
К настоящему времени на Арланском месторождении завершены работы по вне-
дрению геолого-технологических рекомендаций Проекта разработки залежи нефти тер-
ригенной толщи нижнего карбона 1986 года и опытно-промышленные работы на учас-
тках Ново-Хазинской площади по уплотнению сетки скважин. Плотность сетки по от-
дельным участкам составила от 9,8 га/скв. до 23,0 га/скв. Текущие коэффициенты нефте-
извлечения на 1 января 1995 года достигли по Арланской площади 0.412, по Николо-
Березовской — 0. 330, по Ново-Хазинской — 0. 351 и по Вятской площади — 0. 335.
Расчетные значения коэффициента конечной нефтеотдачи по этим площадям
составили соответственно 0,416,0,448, 0,411 и 0,448, то есть выше, чем на одновозрас-
тных пластах Ромашкинского месторождения. По Манчаровскому месторождению
расчетный конечный коэффициент составляет 0,500—0,512.
Таким образом, очевидна необходимость непрерывной модернизации схемы раз-
мещения скважин и оптимизации их плотности на всех стадиях разработки с учетом
систем и видов заводнения.
Уплотнение сетки скважин на залежах с высоковязкой нефтью способствует по-
вышению коэффициента охвата заводнением, увеличению темпов отбора нефти и ко-
эффициента текущей нефтеотдачи пласта. На Бавлинском месторождении с маловяз-
кой ньютоновской нефтью двойное разрежение сетки размещения скважин не сопро-
вождается значительным ухудшением технологических показателей. Однако и в пос-
леднем случае потери в конечной нефтеотдаче очевидны.
Из сравнения опыта разработки Бавлинского и Ново-Хазинского эксперимен-
тов следует, что технологические показатели определяются не только геологическим
строением и коллекторскими свойствами пластов, но в значительной степени свой-
ствами самой нефти.
7.3. Совершенствование заводнения залежей в терригенных
отложениях девона и нижнего карбона на поздней стадии
на месторождениях Татарстана и Башкортостана
Одновременно с модификацией систем заводнения на месторождениях Татарстана
решались вопросы оптимизации давления нагнетания воды [111,134,136,138,140,142].
Для выработки запасов нефти в пластах горизонтов Д-1 и Д-0 Ромашкинского ме-
сторождения достаточно давления нагнетания 10—15 мПа, а для освоения слабопрони-
цаемых пластов — до 20 мПа. Для выработки слабопроницаемых и глинистых коллек-
торов следует закачивать пластовую воду высокой минерализации — 200—250 г/л, сточ-
ную с минерализацией 60—100 г/л или облагороженную воду при давлениях закачки
10—12 мПа.
Показано, что поддержание давления нагнетания выше начального пластового
обуславливает неравномерную выработку пластов, резкий рост давления в одних и
снижение в других пластах, повышение нагрузки на эксплуатационную колонну. Это
может привести к нарушению целостности колонны и создает опасную экологичес-
кую обстановку в регионе нефтедобычи [8]. Превышение давления нагнетания выше
бокового горного давления ведет к раскрытию естественных трещин и росту обвод-
ненности продукции скважин.
Интенсификация заводнения на поздней стадии в залежах с маловязкими не-
фтями сопровождается резким ростом обводненности продукции (табл. 6.4). Соглас-
но утверждению авторов [34] наращивание объема закачиваемой воды после дости-
жения 90% обводненности продукции девонских залежей с маловязкими нефтями не
всегда эффективно. По мере роста обводненности добываемой продукции не выгодно
не только дальнейшее наращивание закачки по эксплуатационному объекту, но и со-
хранение достигнутых уровней нагнетания воды.
О негативных последствиях значительного превышения объемов нагнетаемой
воды над отбором жидкости на поздней стадии свидетельствуют данные по девонс-
ким пластам Туймазинского, Шкаповского и Серафимовского месторождений.
При внутриконтурном заводнении превышение закачки воды над отбором
жидкости по залежи приводит к преимущественному продвижению воды по
высокопроницаемым прослоям. После однократной промывки пор и вытеснения
нефти высокопроницаемые зоны становятся основными путями поступления воды в
скважины [34, 37]. В связи с этим наращивание объемов нагнетаемой воды без
дифференциации их закачки по отдельным пластам и пропласткам является причиной
резкого возрастания водонефтяного фактора. Очевидно, что в подобных условиях
необходимо идти по пути сокращения объемов нагнетаемой воды с тем, чтобы
компенсация отбора жидкости закачкой воды не превышала 100%.
Естественно, на темпы роста обводненности оказывают влияние и другие геоло-
го-технологические факторы, в том числе и рассредоточенное размещение добываю-
щих и нагнетательных скважин по площади объектов, различие приемистости нагне-
тательных скважин и давлений закачки, динамика темпов отбора жидкости.
Применение искусственного заводнения на залежах терригенной толщи нижне-
го карбона Татарстана, содержащих нефти с повышенной вязкостью, позволило сфор-
мировать ряд выводов.
Итак, особенностью геологического строения залежей нефти нижнего карбона
является объемная неоднородность продуктивных пластов. Эксплуатационные объек-
ты прерывистые, на них наблюдаются многочисленные зоны замещения коллекторов
плотными непроницаемыми породами. В связи с этим, технологическими схемами
предусмотрено осуществление поддержания пластового давления путем сочетания
очагово-избирательного и законтурного заводнения. Так, на залежах терригенной тол-
щи нижнего карбона Ромашкинского месторождения основное количество нагнета-
тельных скважин и наибольший объем закачиваемой воды приходится на очагово-
избирательное заводнение.
Такая система заводнения оказалась эффективным средством интенсификации
добычи нефти на начальной стадии разработки бобриковского горизонта. С начала раз-
работки под этот вид заводнения освоено 367 скважин и закачано 110,3 млн. м3 воды.
Это составляет 44,2% объема всей закачки воды. Средняя приемистость одной нагнета-
тельной скважины составляет 187 м3/сут. при давлении закачки на устье 9,6 мПа. Оча-
гово-избирательным заводнением охвачено 66,0 млн. т, или 50,2% начальных извлекае-
мых запасов нефти. Это позволило дополнительно добыть 34,8 млн. т нефти (рис. 7.1).
Охват заводнением извлекаемых запасов и дополнительная добыча нефти при других
видах заводнения, например при линейном, оказались в 3,3 и 4 раза меньше.
На месторождении Узень в новых очаговых скважинах избирательно вскрывают
лишь необводненные низкопроницаемые слои с температурой, близкой к начальной
пластовой температуре. Средняя проницаемость пластов на таких скважинах в 1,8 раза
меньше, чем на других нагнетательных.
Выявлено, что на таких скважинах коэффициент воздействия составляет 0,6 и
значительно выше, чем на скважинах с сильно отличающимися по коллекторским
свойствам пластами. В этих скважинах коэффициент воздействия составляет 0,3—0,4
[112, 153, 157, 158]. Анализ окружающих добывающих скважин показал, что в актив-
ную разработку подключились дополнительные пласты, обводненность добываемой
продукции на большинстве участков снизилась в среднем на 20%, и на всех 26 участ-
ках повысилась текущая добыча нефти.
Таким образом, закачка воды в неохлажденные низкопроницаемые пласты с ра-
зукрупнением объектов эксплуатации повышает эффективность выработки и нефте-
отдачу пластов.
Богатый фактический материал по заводнению залежей, содержащих нефти по-
вышенной вязкости, накоплен на месторождениях терригенной толщи нижнего кар-
бона в Башкортостане на Арланском, Манчаровском, Таймурзинском, Туймазинском,
Карача-Елгинском, Наратовском, Саузбашевском и в Татарстане — на Ромашкинс-
ком, Ново-Елховском, Ямашинском и др.
Практика разработки крупного Арланского месторождения показала возмож-
ность достижения высокой нефтеотдачи при широкомасштабном внедрении различ-
ных методов заводнения продуктивных пластов. Применение заводнения позволило
достичь извлечения 45% нефтеизвлечения, тогда как при естественном режиме воз-
можно было бы извлечь всего 18% балансовых запасов [5].
В то же время были допущены и просчеты. Так, не оправдало себя законтурное
заводнение, не подтвердились надежды, возлагаемые на разрезание залежей для всех
пластов рядами нагнетательных скважин. Недооценена роль избирательного завод-
нения. Не учтен естественный активный водонапорный режим пласта C-VI Арлане -
кой и Вятской площадей, а также вероятность отсутствия влияния закачки на проме-
жуточные пласты.
На месторождениях с резко выраженной зональной неоднородностью и расчле-
ненностью разреза, подобно Арланскому, эффективным оказалось избирательное оча-
говое заводнение. Такое заводнение позволяет полнее учитывать геологическое стро-
ение отдельных небольших по размерам участков (блоков). Разрезание оказалось эф-
фективным лишь на отдельных участках основных пластов [94]. В процессе реализа-
ции технологической схемы разработки Саузбашевского месторождения линейное за-
воднение заменено на очагово-избирательное, и объемы закачки воды перераспреде-
лены по отдельным пластам. Лабораторные и промысловые исследования показали,
что при использовании на Саузбашевском месторождении в качестве рабочего агента
высокоминерализованных вод пласта C-VI коэффициент вытеснения увеличивается
на 4,6%, а коэффициент охвата пласта заводнением — в 1,65 раза. Конечная нефтеот-
дача повышается на 5% [79].
Результаты разработки залежей нефти Таймурзинского месторождения с повы-
шенной вязкостью подтвердили приемлемость технологии перехода с линейной сис-
темы заводнения на очагово-избирательную и площадную с использованием в каче-
стве рабочего агента высокоминерализованной пластовой воды.
Положительные результаты получены на Наратовском месторождении терри-
генной толщи нижнего карбона, разрабатываемом с 1979 года по равномерной треу-
гольной сетке скважин 350x350 м. Система заводнения — очагово-избирательная с
соотношением добывающих скважин к нагнетательным, равным 3,3. В качестве рабо-
чего агента используется высокоминерализованная пластовая вода. Вязкость пласто-
вой воды составляет 1,65 мПа «с. Для отбора пластовой минерализованой воды про-
бурено и освоено 19 водозаборных скважин. Отличительной особенностью разработ-
ки Наратовского месторождения является сохранение высоких годовых темпов отбо-
ра нефти. В течение всего периода темпы отбора не опускались ниже 6% от начальных
извлеченных запасов нефти. В период максимального отбора годовой темп составил
8,4%. С начала разработки в пласты закачано 6,7 млн. м3 воды. Текущая компенсация
отбора закачкой только в течение последних двух лет находится на уровне 96—100%.
Компенсация не превышает 87%. Начальные дебиты скважин по нефти составляли
13,6 т/сут, по жидкости — 16,4 т/сут. Подход к разработке этого месторождения может
явиться примером применения рациональной технологии извлечения нефти из зале-
жей терригенной толщи нижнего карбона при автономной закачке пластовой высокоми-
нерализованной воды в каждую нагнетательную скважину и уплотнении сетки скважин.
«5
4^
1982г. 1983г. 1984г. 1985г. 1986г. 1987г. 1988г. 1989г. 1990г. 1991г. 1992г. 1993г. 1994г.
Время
Рис. 7.5
Эффективность циклической закачки воды в нагнетательную скважину 26470
1 - закачка воды, 2 - обводненность; 3 - добыча жидкости; 4 - добыча нефти
Глава 7
1982г. 1983г. 1984г. 1985г. 1986г. 1987г. 1988г. 1989г. 1990г. 1991г. 1992г. 1993г. 1994г.
Время
Рис. 7.6.
Эффективность циклической закачки веды в нагнетательные скважины 26418, 26437
1 - закачка воды, 2 - обводненность; 3 - добыча жидкости; 4 - добыча нефти
Глава 7
«5
сл
Полнота охвата пласта заводнением возрастает, темпы обводнения продукции сни-
жаются при применении циклического, иногда называемого импульсным, нестационар-
ного заводнения и сопутствующего способа изменения направления фильтрационных
потоков жидкости в систему скважин по простиранию неоднородных пластов [17, 35].
Широкомасштабное внедрение нестационарного заводнения с изменением направ-
лений фильтрационных потоков осуществляется на Ромашкинском месторождении.
Здесь под циклическое воздействие переведено более 80% нагнетательных скважин.
Используемая технология интересна тем, что она применяется в зонах с высокой ос-
таточной нефтенасыщенностью после стационарного заводнения (рис. 7.5 и 7.6).
Применение нестационарного заводнения с изменением направлений фильтра-
ционных потоков обеспечило дополнительную добычу нефти в объеме 25,2 млн. т при
одновременном снижении отборов попутной воды на 110 млн. т в год и сокращении
непроизводительной закачки воды более чем на 400 млн. м3 в год.
Внедрение нестационарного заводнения на месторождениях, вступивших в по-
зднюю стадию с высокой обводненностью продукции, выравнивает компенсацию от-
бора жидкости из пласта закачкой воды. На многих месторождениях Урало-Повол-
жья этот показатель оказывается завышенным.
Анализ разработки залежей терригенной толщи нижнего карбона показывает,
что эффективность более жестких систем заводнения выше, чем в терригенных отло-
жениях девона. Муслимов Р.Х. отмечает, что интенсивность системы заводнения, ха-
рактеризуемой соотношением количества добывающих и нагнетательных скважин,
для расчлененных неоднородных эксплуатационных объектов должна определяться
не по объекту в целом, а по отдельным пластам с доведением соотношения пластовых
пересечений в добывающих скважинах к числу принимающих воду пересечений в
нагнетательных скважинах до трех [135—138].
Однако излишне жесткая система заводнения сужает или даже исключает воз-
можность регулирования разработки залежи, осложняет экологическую обстановку,
создает технические сложности. Поэтому необходим индивидуальный подход к вы-
бору рационального значения нагрузки на нагнетательную скважину на каждом мес-
торождении [5].
Таким образом, опыт разработки залежей терригенной толщи нижнего карбона сви-
детельствует о целесообразности преимущественного применения очагово-избиратель-
ной системы заводнения на более ранних стадиях при наибольшей реализации природ-
ной энергии внешней водонапорной системы и более плотных сетках скважин по сравне-
нию с предусмотренными в первоначальных проектах и технологических схемах.
7.4. Эффективное применение заводнения при разработке залежей
с трудноизвлекаемыми запасами нефти
В свое время было принято, что простое заводнение является эффективным на зале-
жах с вязкостью нефти до 30 мПа*с, возможно применение заводнения водой, обрабо-
танной химическими реагентами на залежах с вязкостью нефти до 60 мПа*с, и запреща-
лось применение заводнения на залежах с вязкостью пластовой нефти более 60 мПа*с.
Дискуссионным остается вопрос об эффективности применения заводнения на
залежах битумов и тяжелых нефтей в условиях значительного проявления неньюто-
новских свойств при низкой приемистости скважин в слабопроницаемых и маломощ-
ных пластах, на обширных водонефтяных зонах, когда забой находится вблизи водо-
нефтяного контакта, на залежах в карбонатных коллекторах с густой сетью трещин
разной протяженности и раскрытости. Однако результаты опытно-промышленных
работ по нестационарному заводнению залежей с вязкостью нефти 60—200 мПа «с в
бобриковском горизонте Нурлатского, Бурейкинского и Ильмовского месторождений
Татарстана и по закачке минерализованных вод в бобриковские горизонты Байсаровс-
кого, Биавашевского, Саузбашевского и Воядинского месторождений Башкортостана
свидетельствуют о повышении темпов отбора и конечной нефтеотдачи в 2—3 раза по
сравнению с естественным режимом [7, 4].
Фазлыев Р.Т. считает целесообразным применение площадного заводнения на
залежах с низко проницаемыми коллекторами [7]
Пантелеев В. Г. провел детальное исследование процессов вытеснения нефти из
слабопроницаемых песчаных и карбонатных коллекторов ряда месторождений Баш-
кортостана с использованием пресных, сточных и минерализованных вод [7]. По ут-
верждению автора, эффективное вытеснение нефти из слабопроницаемых коллекто-
ров происходит при применении пластовой минерализованной воды. Однако в этом
случае вытеснение нефти следует вести при повышенных градиентах давления. Оп-
тимальные градиенты давления обоснованы рядом авторов — Афанасьевым А.М., Гор-
буновым А.Т., Шустефом И.И. [134]. Зарубежные авторы [249] рекомендуют вести
закачку при давлениях на забое, когда в пласте образуются трещины протяженнос-
тью не более 60 м. Полагают, что это обеспечит достаточную приемистость и темпы
отбора нефти.
В настоящее время для освоения нагнетательных скважин рекомендуются тех-
нологии гидравлического разрыва пласта с созданием глубоких трещин вокруг забоя.
Технология поволяет освоить под нагнетание пласты с коэффициентом проницаемо-
сти менее 0,05 мкм2.
При обосновании применения заводнения следует учитывать более высокую чув-
ствительность карбонатного коллектора к типу воды. Оказалось, что относительная
фазовая проницаемость при насыщенности коллектора сточной водой до 20% в 2,6 раза,
а при 50% — в 5 раз выше относительной фазовой проницаемости при использовании
пресной воды.
Повышение эффективности заводнения таких коллекторов возможно при соблю-
дении следующих рекомендаций:
— скважины необходимо размещать с учетом преобладающих направлений трещин.
Направления трещин следует определять несколькими методами[110];
— использовать нестационарное заводнение с переменой направлений фильтраци-
онных потоков в пласте;
— закачивать в пласты минерализованную воду, совместимую с пластовой водой
самой залежи;
— давление нагнетания на забое должно обеспечивать раскрытие микротрещин не
более 100 мкм;
— нагнетание необходимо осуществлять только во внутриконтурную часть залежи.
Условия эффективного заводнения обширных водонефтяных зон и залежей, пол-
ностью подстилаемых подошвенной водой, требуют более тщательного обоснования.
Пока при разработке таких залежей и водонефтяных зон с высокой анизотропией пла-
ста по проницаемости и наличии непроницаемых прослоев вблизи начального водо-
нефтяного контакта создаются самостоятельные системы заводнения с плотностью
сетки скважин, близкой к чисто нефтяным участкам. Решением вопроса повышения
эффективности заводнения в таких случаях может явиться использование скважин с
горизонтальными стволами.
На основе результатов промысловых и лабораторных работ предложены геоло-
го-физические и технологические критерии эффективного применения заводнения
залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (табл. 7.4). В этих критериях не учте-
ны возможные пути совершенствования заводнения с применением вторичных и тре-
тичных методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
7.5. Обоснование давления нагнетания при заводнении залежей
в неоднородных коллекторах с учетом свойств нефтей
Интенсификация разработки нефтяных месторождений при заводнении осуще-
ствляется путем оптимизации давления закачки в нагнетательные скважины и забой-
ного давления в добывающих скважинах.
Эффективность повышения давления нагнетания анализируется на примере ме-
сторождений Долина, Узень, Ромашкинского и Арланского, отличающихся свойства-
ми и составом пластовой нефти. Выбор этих месторождений для проведения анализа
осуществлен исходя из следующих соображений:
— эксплуатационные объекты на месторождениях многопластовые и отличаются
коллекторскими свойствами пород. Продуктивные пласты представлены терри-
генными коллекторами;
— эксплуатационные объекты разрабатываются при заводнении;
— нефти месторождений существенно отличаются по составу и физическим свой-
ствам;
— на каждом из эксплуатационных объектов применяется указанный выше метод
регулирования градиента давления в пласте, имеется достаточный объем про-
мыслового материала о результатах его применения.
Месторождение Долина (Западная Украина). Промышленная нефтеносность
приурочена к отложениям менилитовой свиты олигоцена, к выгодской и манявской
свитам эоцена, представленным чередованием песчаных, алевролитовых и глинистых
прослоев. Коллекторы слабопроницаемые, низкопористые. Физические свойства и со-
став нефтей при пластовых условиях отличаются мало (табл. 7.5).
Дегазированные нефти, легкие, малосмолистые и высокопарафинистые [151].
Месторождение Узень (Западный Казахстан), XIII-XIV горизонты. Про-
мышленно нефтеносны терригенные отложения юрского возраста, представленные
частым чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород.
Пласты XIII горизонта разделены на пять пачек А, Б, В, Г и Д. Верхние три пачки
имеют два пласта, а нижние — по три. Всего в этом горизонте выделяются 12 песчано-
алевролитовых пластов с эффективной толщиной каждого из них 1,5 2,3 м.
В разрезе XIV горизонта выделены три пачки: А, Б и В, объединяющие И плас-
тов. Пачка А включает два пласта, пачка Б — пять и пачка В — четыре. Эффективная
толщина пластов меняется от 1,3 м до 6,3 м. В табл. 7.6 приведены сведения о свой-
ствах и составе нефти месторождения Узень [151].
Дегазированные нефти, легкие, высокопарафинистые и смолистые [152].
Ромашкинское месторождение (Татарстан). Основные промышленные за-
пасы месторождения сосредоточены в девонских отложениях пашийского горизонта
Д-1 и кыновского горизонта Д-0. Горизонт Д-1 сложен четырьмя-десятью пластами, а
горизонт Д-0 обычно представлен одним, редко двумя-тремя пластами. Пласты сло-
жены песчаниками, алевролитами и во многих случаях слиты.
В поверхностных условиях нефти девонских отложений имеют среднюю плот-
ность и относятся к смолистым и парафинистым [90].
Природные и технологические критерии применения заводнения
на залежах с трудноизвлекаемыми запасами
Глава 7
Таблица 7.4
Тип и харак- теристика залежей Характеристика условий применения заводнения
геолого-физические технологические ограничивающие либо ослабляющие
1 2 3 4
1. Залежи в тер- ригиных отло- жениях с вязко- стью нефти до 150 мПа-с. Нефтенасыщенная толщина пласта более трех метров. Средняя прони- цаемость пород выше 0,3 мкм2. Мо- нолитное строение пласта. Коэф- фициенты песчанистости — более 0,5—0,6, ранлененности — менее 1,5—2,0. Нефтенасвценность более 0,7. Пластовое давление в зоне от- бора не ниже давления насыщения нефти газом Применение высоко минерализированной воды, со- вместимой с пластовой водой объекта разработки. Площадное или очаговое заводнение. Циклическое заводнение с изменением направлений фильтра- ционных потоков. Чередующаяся закачка воды и нефти со свойствами близкими к свойствам нефти и газа разрабатываемого объекта.. Прогрессивные ме- тоды первичного и вторичного вскрытия пласта. Оптимизация плотности сетки скважин. Примене- ние термических методов обработки призабойной зоны Высокая зональная неоднородность и прерывистость пласта. Проявление вязко-упругих и вязко-пластичных свойств нефти. Повышенное содержа- ние взвешенных механических и мине- ральных частиц в закачиваемой воде. Выпадение нерастворимых осадков в призабойной зоне из-за несовмес- тимости по химическому составу пла- стовых и закачиваемых пресных вод. Образование стойких водонефтяных эмульсий
2. Терригенные залежи в слабо- проницаемых коллекторах Нефтенасыщенная толщина более трех метров. Доля нефтенасыщен- ной толщины от общей превышает 0,4. Приуроченность к одному или двум литолого-стратиграфическим комплексам. Раздельная разработка залежей в слабопрони- цаемых коллекторах на многопластовых место- рождениях. Оптимизация эксплуатационных объек- тов. Применение площадного и очаго-избира- тельного заводнения. Прогрессивные методы пер- вичного и вторичного вскрытия пласта. Гидравли- ческий разрыв пласта глубокозалегающих зон. По- вышение давления нагнетания до 0,9 горного. При- менение систем разработки залежей горизон- тальными скважинами. Волновое воздействие на пласт с целью создания системы микротрещин с раскрытостью менее 50 мкм. Значительная изменчивость и суще- ственная вариация фильтрационных характеристик. Высокая, до 40-50%, начальная водонасыщенность. Нали- чие пелитовых фракций более 2%. От- носительно низкая фазовая проницае- мость. Быстрое снижение начальной продуктивности и низкий коэффици- ент использования фонда скважин. Значительное разгазирование нефти в пласте, линзовидное строение пласта. Высокое содержание взвешенных ме- ханических и минеральных примесей в нагнетаемой воде
продолжение таблицы 7.4
1 2 3 4
3. Залежи нефти в карбонатных коллекторах первой группы со средним ко- эффициентом проницаемости пористой мат- рицы выше 0,10 мкм2. Протяженность пористых нефте- насыщенных пропластков и линз более 900 м. Коэффициент поро- вой пустотности заметно превыша- ет коэффициентов кавернозной и трещинной. Пустотность матрицы не ниже 13%. Нефтенасыщенная толщина более 3 метров. Раскры- тость трещин не более 50 мкм. По- рода гидрофильная. Размеры ка- верн 2—2,5 мм. Кеффициент неф- тенасыщенности более 0,7. Соот- ношение эффективной толщины к общей превышает 0,6. Отсутствие тектонических трещин и разломов Опережающая фильтрация жидкости по матрице. Применение блоковой и площадной систем завод- нения. Плотность сетки скважины не ниже 16—24 га/скв. Соотношение между гидродинамическим пластовым и боковым горным давлением 1,2—1,45. Компенсация отбора жидкости на 110—120% а- качкой воды. Циклическая технология заводнения с изменением направлений фильтрационных потоков. Небольшие размеры залежей. Частое чередование плотных и пористых про- пластков. Толщина пористых пропла- стков внутри пласта менее 0,8 м. Ано- мально высокое и низкое пластовое давление. Температура пласта менее 20°С. Стабильный режим нагнетания воды. Наличие тектонических «окон» и гидродинамической связи между коллектором и вышележащими пла- стами.
4. Залежи нефти в карбонатных коллекторах второй группы с проницае- мостью 0,05— 0,10 мкм2 Емкость пор превышает емкость каверн и трещин. Гидрофильность породы. Пористость выше 10%. Нефтенасыщенная толщина не ме- нее трех метров. Раскрытость и протяженность микротрещин, со- ответственно, не более 100 мкм и 4 метров Применение очаговоизбирательной и линейной сис- темы заводнения. Размещение нагнетательных скважин в зонах слабого развития трещиноватости. Размещение скважин обеспечивает движение зака- чиваемой жидкости перпендикулярно к направле- нию трещиноватости. Компенсация отбора жидко- сти закачиваемой водой 80-100%. Циклическая за- качка воды с изменением направлений фильтраци- онных потоков. Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов. Отношение гидродинамического пластового давления к боковому горному 1,1 —1,2. Плотность сетки скважин до 8 га/скв. Низкая концентрация запасов по пло- щади и по разрезу. Небольшие разме- ры залежей. Высокая зональная и слоистая неоднородность пластов
5. Залежи нефти в карбонатных коллекторах третьей группы с проницае- мостью пород 0,05—0,010 мкм2 Толщина пористых пропластков более 1 метра. Доля эффективной толщины к общей превышет 0,3- 0,4. Протяженность отдельных пропластков более 400 м. Объем- ная густота микротрещин более 50% ’ Циклическая направленная соляно-кислотная обра- ботка. Создание каверн-накопителей нефти. Приме- нение бесперфораторного вскрытия пластов. Тер- мическая обработка призабойной зоны. Плотность сетки скважин 4 га/скв. Размещение нагнетатель- ных скважин с целью обеспечения вытеснения неф- ти перпендикулярно к преобладающему направле- нию трещин Наличие тектонических трещин и раз- ломов. Наличие частых литологичес- ких замещений. Доля пористых неф- тенасыщенных пропластов в пласте менее 0,3. Высокая вязкость пластовой нефти. Гидрофобность пород
200 ________________Глава 7
Таблица 7.5
Свойства и состав нефтей месторождения Долина
Параметр нефти Величина параметра нефти в отложениях
манявских менилитовых
Пластовая температура, “С 78 60
Газовый фактор, м ‘/м ‘ 190 170
Плотность пластовой нефти, кг/м1 674 686
Вязкость пластовой нефти, мПа-с 0,9 1,0
Температура насыщения нефти парафином, “С 32 34
Массовое содержание, %:
асфальтенов 1,4 1, 1
силикагелевых смол 6,0 5,4
парафинов 10,7 8,7
Арланское месторождение (Башкортостан). Основные запасы сосредоточе-
ны в коллекторах бобриковского горизонта, представленных переслаиванием песчан-
но-алевролитовых пластов II, IV, IVo, V, VI0, VI. Эти пласты изменяются по толщине,
иногда замещаются алевролитами. Наиболее выдержаны по площади II и VI пласты.
Условно месторождение разделено на два: Ново-Хазинское (южная часть) и Ар-
ланское.
Таблица 7.6
Свойства и состав нефтей месторождения Узень
Параметр нефти Величина параметра нефти
XIII горизонт XIV горизонт
Пластовая температура, “С 58 60
Газовый фактор, м'/м1 56,9 62,9
Плотность пластовой нефти, кг/м' 777 767
Вязкость пластовой нефти, мПа-с 4,2 3,4
Температура насыщения нефти парафином, "С 59 65
Массовое содержание, %:
асфальтенов 3,3 2,3
силикагелевых смол 13,4 12,7
парафинов 18,6 19,2
Дегазированная нефть угленосной толщи тяжелая, высокосмолистая и парафи-
нистая. Сведения о составе и свойствах пластовых нефтей Ромашкинского и Арланс-
кого месторождений приведены в разделе 2 монографии.
Из таблиц следует, что нефти существенно отличаются по составу и свойствам.
Нефть месторождения Долина наиболее легкая, а нефти Арланского и Ромашкинско-
го месторождений являются более тяжелыми. Легкие нефти содержат много парафи-
нов, но сравнительно мало асфальтено-смолистых веществ. В составе нефти Арланс-
кого месторождения много асфальтено-смолистых веществ, но в ней мало содержит-
ся парафинов.
Из этой закономерности выпадает нефть месторождения Узень. Состав ее отли-
чается высоким содержанием парафинов и повышенным содержанием асфальтено-
смолистых веществ.
Бучковским С.С. и Лысяным Г.И. показана высокая эффективность метода повы-
шения давления нагнетания в условиях Долинского месторождения. При повышении
давления нагнетания воды до 0,42—0,46 горного на этом месторождении коэффициент
охвата пластов заводнением возрос от 17% до 27%, при давлениях 0,46—0,50 — от 29%
до 36% и в пределах давлений 0,53—0,55 коэффициент охвата заводнением растет от
37% до 47%. Отсюда видно, что на этом месторождении охват пластов заводнением су-
щественно повышается при сравнительно небольшом увеличении забойного давления
в нагнетательных скважинах по отношению к горному. При повышении давления на-
гнетания возросла общая и удельная приемистость водонагнетательных скважин.
По данным Малышева Н. А. на скважине 1453 (XIII горизонт месторождения
Узень) при повышении давления нагнетания воды от 0,67 до 0,83 горного коэффициент
воздействия возрос от 0,29 до 0,35, на скважине 1457, в которой перфорированы и со-
вместно эксплуатируются 8 пластов XIII и XIV горизонта, при давлениях 0,72—0,83 гор-
ного коэффициент воздействия увеличился с 0,30 до 0,43 и на скважине 1784, эксплуа-
тирующей те же горизонты, при давлениях 0,7 6—0,89 горного коэффициент воздействия
возрос от 0,28 до 0,35. Кроме того, автором [153] показано, что в пределах давлений
0,67—0,83 горного произошло увеличение общей и удельной приемистости, а при за-
качке воды в пласты при давлении 0,89 горного, несмотря на рост общей приемистости,
наблюдалась стабилизация удельной приемистости скважин. Оказалось, что даже при
таких сравнительно высоких давлениях в разрезе скважин пласты с проницаемостью
менее 0,010—0,085 мкм2 воду не принимают.
Наиболее подробные данные о результатах анализа эффективности повышения
давления нагнетания получены на Ромашкинском и Арланском месторождениях. Ди-
яшев Р. Н., Мусабирова Н. X. и Хмелевских Е. И. [111,133,142,154,155] показали, что
на Ромашкинском месторождении при повышении давления до 0,6—0,8 горного в по-
давляющем большинстве случаев происходит дополнительное вовлечение в разработ-
ку менее продуктивных пластов. По горизонту Д-1 коэффициент охвата пластов за-
воднением при этом увеличился от 30 до 50%, а пластов-песчаников — от 40 до 65%.
При давлениях нагнетания менее 0,6 горного пласты с проницаемостью 0,5—0,6 мак-
симальной проницаемости пласта в разрезе скважины при совместной закачке воду не
принимают. При повышении давления от 0,6 до 0,8 горного это отношение снижается
до 0,2. Пласты с проницаемостью 20% и ниже максимальной величины при совмест-
ной закачке воду не принимают и при повышении давления нагнетания выше 0,8 гор-
ного. Средняя проницаемость пород 20—25% перфорированных пластов, не освоен-
ных под закачку, при достигнутых давлениях нагнетания составляет 0,11—0,16 мкм2.
При давлении нагнетания менее 0,6—0,7 горного доля приемистости от общей закачки
в скважину для пластов с лучшими коллекторскими свойствами выше, чем для пластов
с низкой проницаемостью. Однако важно отметить, что при давлениях нагнетания бо-
лее 0,7—0,8 горного доля приемистости высокопроницаемых пластов уменьшается и
увеличивается доля малопроницаемых. На Ромашкинском месторождении интенсифи-
кация разработки малопроницаемых пластов наблюдается при давлениях закачки до
0,7—0,8 горного. При дальнейшем повышении давления нагнетания до 0,90—0,95 гор-
ного коэффициент охвата пластов заводнением либо увеличивается, либо сохраняется
на прежнем уровне. Уменьшение коэффициента охвата при давлениях закачки, близ-
ких к горному, на скважинах Ромашкинского месторождения не было замечено.
Тазетдинов Р. К. и Тимашев Э. М. отмечают, что на Арланском месторождении
повышение давления нагнетания воды в пределах 0,6—0,8 горного в случае закачки
воды лишь в один пласт C-VI либо С-П сопровождалось увеличением общей приеми-
стости и коэффициента охвата пласта заводнением от 61,8% до 70,5% [113]. При за-
качке воды совместно в два пласта, один из которых является более проницаемым,
например C-VI или С-П, а другой имеет ухудшенные коллекторские свойства, при-
емистость пластов с ростом давления нагнетания снижалась. Причем по более прони-
цаемому пласту происходило интенсивное снижение приемистости, а приемистость
менее проницаемого пласта увеличивалась. Коэффициент охвата заводнением вырос
от 61,5% до 74,4% как в целом по перфорированной толщине, так и по основному пла-
сту. При совместной закачке воды в три и более пласта с ростом давления нагнетания
снижалась приемистость и коэффициент охвата заводнением по толщине [113].
Снижение приемистости авторы [111, 113,154] объясняют быстрым ростом пла-
стового давления в более проницаемом пласте в связи с высокой его гидро- и пьезоп-
роводностью. Это приводит к снижению перепада давления на перфорированную тол-
щину пласта, что является причиной снижения приемистости и коэффициента охва-
та заводнением по пласту в целом. Однако приемистость низкопроницаемого пласта
при этом повышается, так как пластовое давление в нем низкое, а, следовательно, реп-
рессия на этот пласт может оказаться большей. Со временем давление в малопрони-
цаемом пласте будет возрастать. Однако продолжительность восстановления пласто-
вого давления, при котором происходит резкое увеличение приемистости скважины,
увеличивается с ухудшением коллекторских свойств пласта.
По данным Халимова Э. М. и Каримова М. Ш., снижение охвата и приемистости
водонагнетательных скважин, пробуренных на пласт C-VI Ново-Хазинской площади
Арланского месторождения, происходит при забойном давлении 0,70 горного, а в бо-
лее однородном пласте С-П приемистость скважины снижается при давлениях от 0,70
до 0,74 горного. Коэффициент охвата при этом снижается мало [156].
Из изложенного выше следует, что при переходе от залежей малосмолистых неф-
тей к залежам с высоким содержанием в их составе асфальтено-смолистых веществ пре-
делы эффективного применения метода повышения давления нагнетания на залежах с
неоднородными коллекторскими свойствами пластов сужаются. Например, на залежах
малосмолистых нефтей метод является эффективным при забойных давлениях вплоть
до 0,8—0,9 горного, на залежах смолистых нефтей — 0,7—0,8 горного и на залежах высо-
космолистых нефтей — 0,6—0,7 горного. Это подтверждается результатами примене-
ния метода повышения давления нагнетания на Манчаровском месторождении (Баш-
кортостан) с высокосмолистой нефтью. Здесь коэффициент охвата неоднородного пла-
ста заводнением увеличивается при повышении давления вплоть до 0,55—0,65 горного.
Тазетдинов Р.К. и Тимашев Э.М., обобщая опыт заводнения пластов на Арланс-
ком месторождении, утверждают, что значительное количество водонагнетательных
скважин начинает принимать воду лишь после достижения определенных перепадов
давления на пласт [113]. Многие исследователи — Шустеф И. Н., Викторин В. Д., Ред-
кий И. И., Дияшев Р. Н., Хмелевских Е. Н., Тимашев Э. М. и Тазетдинов Р. К. — прихо-
дят к выводу, что с появлением воды в продукции добывающих скважин происходит
резкое увеличение пластового давления [ill, 113, 134,154]. Например, при разработ-
ке Асюльской площади в Пермской области, нефть которой по составу и свойствам
близка к нефти Ромашкинского месторождения, резкое обводнение продукции сква-
жин начиналось при давлении нагнетания 0,5—0,6 горного. На Ромашкинском место-
рождении резкое увеличение обводненности отмечалось при давлениях нагнетания в
пределах от 0,3 до 0,4 горного [154].
Таким образом, при давлениях нагнетания меньше горного происходит ускорен-
ное обводнение продукции скважин. Очевидно, это трудно объяснить раскрытием тре-
щин в пластах на всем участке от нагнетательного до эксплуатационного ряда [154].
Замечено, что при продолжительной эксплуатации скважин содержание воды в их
продукции снижается. Предполагается, что это происходит за счет притока нефти из
слабопроницаемых пропластков [ИЗ]. Увеличение приемистости скважин на Ро-
машкинском месторождении при повышении давления нагнетания произошло в ос-
новном по высокопроницаемым пластам, которые принимали воду и при низком дав-
лении закачки. Однако относительный рост работающей толщины алевролитов ока-
зался больше, чем песчаников. Неработающая толщина, приходящаяся на пласты, не
принимающие воду, уменьшалась с 29% до 23% перфорированной толщины. Это ука-
зывает на то, что с повышением давления охват заводнением увеличился за счет пла-
стов с худшими коллекторскими свойствами. По безводным скважинам добыча не-
фти увеличивалась, а по обводненным скважинам уменьшалась. После прорыва воды
в добывающие скважины отмечается некоторое увеличение работающей толщины
только для песчаных коллекторов. Работающая толщина алевролитов уменьшается.
При этом увеличивается толщина алевролитов, характеризующихся полным отсут-
ствием притока [111, 154].
Внедрение метода повышения давления нагнетания в условиях неоднородных
коллекторов ускоряет процесс естественного роста обводненности продукции. При
недостаточном наращивании объема добычи обводненной продукции из скважин по-
вышается давление в высокопроницаемых зонах пласта. Это уменьшает репрессию на
пласт в водонагнетательных и депрессию в добывающих скважинах. При этом снижа-
ется коэффициент охвата фильтрацией, в первую очередь, за счет менее проницаемых
пластов, в которых пластовое давление оказывается меньше. По этой причине коэф-
фициент охвата при разработке центральных участков Миннибаевской площади Ро-
машкинского месторождения, на Арланском месторождении, на месторождениях Пер-
мской области и других уменьшался.
На месторождении Узень при совместной закачке воды в XIII и XIV горизонты
коэффициент охвата заводнением оказался намного меньше, чем при закачке воды в
каждый из горизонтов. С ростом числа совместно вскрытых пластов коэффициент
охвата заводнением уменьшался, а неоднородность профиля закачки повышалась. Ра-
зукрупнение объектов эксплуатации и выделение в самостоятельные эксплуатацион-
ные объекты XIII и XIV горизонтов позволило повысить коэффициенты охвата воз-
действием менее проницаемых пластов [153, 157—159].
Анализ эффективности методов регулирования градиента давления путем повы-
шения давления нагнетания при заводнении месторождений в неоднородных коллек-
торах с отличающимися свойствами нефтей привел к следующим основным выводам:
— общая и удельная приемистости, а также охват заводнением повышаются до оп-
ределенных значений давления нагнетания. Предел эффективного применения
метода повышения давления нагнетания связан с физико-химическими свойства-
ми нефти. На залежах малосмолистых нефтей коэффициент охвата растет при по-
вышении давления нагнетания вплоть до 0,80—0,95 горного, на залежах смолис-
тых нефтей — до 0,70—0,80, а на залежах высокосмолистых нефтей — до 0,55—0,65
горного давления. Эффективность дальнейшего повышения давления нагнета-
ния снижается в связи с резким ростом пластового давления в высокопроницае-
мом пласте;
— при повышении давления нагнетания до определенной величины растет отно-
шение максимальной проницаемости пласта в перфорированной толщине к наи-
меньшей проницаемости пласта, охваченного фильтрацией. На залежах с менее
смолистой нефтью это соотношение выше. С повышением давления охват за-
воднением увеличивается за счет вовлечения пластов с худшими коллекторски-
ми свойствами;
— использование повышенного давления нагнетания в условиях неоднородных пла-
стов ускоряет процесс естественного роста содержания воды в продукции сква-
жин. При недостаточных отборах жидкости из добывающих скважин после по-
явления воды в продукции растет пластовое давление в высокопроницаемом
пласте. Снижение градиента давления в пласте приводит к снижению добычи
жидкости и нефти по скважинам с обводненной продукцией;
— при достижении предельных значений давления нагнетания (градиента давле-
ния) доля приемистости высокопроницаемых пластов из-за повышения пласто-
вого давления уменьшается, а доля менее проницаемых продолжает расти. При
продолжительной эксплуатации скважин происходит уменьшение содержания
воды в их продукции. Это обусловлено притоком нефти из слабопроницаемых
пропластков.
7.6. Регулирование отбора жидкости и закачки воды
на поздней стадии разработки
Большинство месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
вступили в позднюю стадию, характеризующуюся высокой степенью выработки за-
пасов и обводненностью продукции. В связи с этим возникают проблемы сдержива-
ния темпов падения добычи нефти и сокращения объемов добычи попутной воды.
Решение их возможно путем регулирования отбора жидкости и закачкой воды
при заводнении.
Ранее отмечалось, что высокие темпы отбора жидкости поддерживались в ос-
новной период разраборки пласта Д-1 Шкаповского и на поздней стадии разработки
пластов Д-1 и Д-П Туймазинского месторождений (табл. 6.3). Это явилось причиной
извлечения значительных объемов попутной воды и не сопровождалось снижением
темпов падения добычи нефти. !
Высокий темп отбора жидкости по пласту Д-1 Шкаповского месторождения (от
6 до 8% балансовых запасов) и раннее освоение жестких систем внутриконтурного
заводнения позволяет утверждать, что разработка этого объекта осуществлялась при
форсированном отборе жидкости (ФОЖ).
Эффективность применения форсированного отбора жидкости изучалась мно-
гими исследователями [4, 5, 7, 8, 18, 36, 45, 46, 47, 48, 49, 50].
Форсированный отбор жидкости на Ромашкинском месторождении реализован
на 1591 скважине [8]. Практика применения этого метода позволяет утверждать, что
в основной период форсированный отбор обеспечивает полноту извлечения запасов
нефти. Так, с начала применения этого метода на Ромашкинском месторождении до-
быто 7,7 млн. т дополнительной нефти [8].
Вопросы применения ФОЖ в различных геолого-физических условиях залега-
ния пластов и в зависимости от физико-химических свойств насыщающих их флюидов
остаются не выясненными. Отсутствует апробированная методика научно обоснован-
ного подхода к выбору начала и технологии применения ФОЖ, оценки влияния тем-
пов отбора жидкости на обводненность продукции и конечную нефтеотдачу [8].
Некоторые исследователи полагают, что под «форсированием» следует понимать
увеличение отборов жидкости не менее чем на 20% [45, 46], другие — увеличение от-
боров жидкости не менее чем на 50% [47,48]. Более углубленный анализ фактических
данных разработки ставит под сомнение указанные критерии применения ФОЖ.
В большинстве случаев эффективность отбора жидкости оценивалась по увели-
чению дебита нефти на отдельных скважинах, а не в целом по площади или участку.
Интерференция скважин, как правило, при этом не учитывалась. Повышение отбора
жидкости (нефти) из одних скважин могло привести к снижению на соседних.
Анализ фактических данных показывает, что с ростом обводненности продукции
эффективность форсирования отбора жидкости на девонских залежах заметно снижа-
ется. Так, при форсировании отбора жидкости на 303 скважинах пласта Д-1 Шкаповс-
кого месторождения путем применения высокопроизводительных и высоконапорных
УЭЦНи Д-82 за 1961 — 1971 годы на одну тонну дополнительной нефти отобрано 1,6т
воды, а в период с 1971 по 1982 год дополнительные отборы воды достигли семи тонн.
К выводу о целесообразности форсирования отбора жидкости при высокой об-
водненности продукции девонских пластов Туймазинского месторождения пришел
ряд авторов [18]. На этом месторождении ФОЖ начали применять на третьей стадии
разработки в 1983 году, когда обводненность продукции составила 90% и был достиг-
нут пик отбора жидкости, Если до начала ФОЖ текущие значения нефтеотдачи и
водонефтяного фактора составили 49,9% и 1,07 м3/т, то после достижения 90-процен-
тной обводненности дополнительно извлечено лишь 5,1% балансовых запасов при
высокой величине водонефтяного фактора — 20,2 м3/т по состоянию на 1 января
1994 года. Оказалось, что водонефтяной фактор выше на тех залежах, где форсирова-
ние отбора жидкости велось на поздней стадии.
Из табл. 7.7 видно, что при наращивании отбора жидкости растет текущий водонеф-
тяной фактор, а годовая дополнительная добыча нефти со временем стабилизируется.
Таким образом, применение форсированного отбора жидкости при высокой об-
водненности продукции на девонских залежах привело к извлечению и утилизации
излишних, не оправданных с технологической и экономической точки зрения объе-
мов попутной воды.
В Татарстане под форсированным отбором понимается поэтапное существенное,
в 1,5 и более раз, увеличение отборов жидкости из высокообводненных (90—95% и
выше) и высокопродуктивных (с дебитом жидкости более 50 т/сут.) скважин.
Увеличение отборов жидкости из скважин с меньшей обводненностью и деби-
том жидкости ниже указанных выше значений рассматривается как оптимизация ре-
жима работы. При таком подходе метод форсированного отбора можно считать не
только методом интенсификации и регулирования разработки, но и повышения нефте-
извлечения пластов. Он позволяет эксплуатировать высокообводненные скважины и
участки залежи при рентабельных отборах жидкости.
Таблица 7.7
Эффективность наращивания отбора жидкости по скважинам
девонских отложений Бавлинского месторождения
за период с 1989 по 1994 год [191]
Год Фонд скважин с форсированным отбором Годовая дополнительная добыча, тыс.т Текущий во- донефтяной фактор, т/т
ГОДОВОЙ нарастающий нефти ЖИДКОСТИ
1989 15 15 12,5 291,7 22,3
1990 21 21 15,5 501,0 31,3
1991 23 25 16,0 678,0 41,3
1992 24 27 15,0 576,0 37,4
1993 19 27 10,2 422,0 40,3
1994 13 29 7,3 137,1 17,7
На двух участках девонского пласта и одном элементе бобриковского горизонта
Бавлинского месторождения проводился форсированный отбор жидкости по группе
компактно расположенных скважин. В этом случае вероятность перераспределения
остаточной нефти между скважинами снижается.
Так, в центральной части девонской залежи на группе из четырех скважин (319,344,
345,346) в 1988 году произвели замену насосов с малой производительностью на насосы
с большей производительностью. Участок характеризуется сравнительно однородным
строением, коэффициент расчлененности равен 1,2. Коэффициент проницаемости состав-
ляет 0,840 мкм2, а пористость — 22%. Начальная нефтенасыщенная толщина — 9,6 м.
В целом по скважинам среднегодовой дебит по жидкости в 1987 году до форсиро-
ванного отбора составлял 62 т/сут., по нефти — 2,8 т/сут. После смены насосов среднего-
довой дебит по жидкости и нефти увеличился в 3,3 раза и в 1988 году достиг 206 т/сут.
Если в 1987 году среднегодовая обводненность добываемой продукции была 95,7%, то в
1988 году снизилась до 95,4%. Оценка эффективности форсированного отбора по харак-
теристике вытеснения показала, что дополнительная добыча нефти составила
7 тысяч тонн.
Оказалось, что необходимым условием успешной реализации форсированного
отбора жидкости является внедрение его не на отдельных, а на группе компактно раз-
мещенных скважин с близкой обводненностью продукции при условии обеспечения
компенсации отбора жидкости закачкой воды с учетом интерференции скважин.
Значительный эффект от форсированного отбора жидкости получен по скважи-
нам участка бобриковской залежи. Рассматриваемый участок принадлежит к четвер-
тому блоку и состоит из 16 добывающих и 6 нагнетательных скважин. Здесь на неко-
торых скважинах произведена замена насосов как на более производительные, так и
на насосы меньшей производительности, то есть осуществлена оптимизация режи-
мов работы скважин.
Расчлененность горизонта составляет 1,4. Несколько скважин бобриковского го-
ризонта эксплуатируют два пласта. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта С(вв13
равна 5,8 м и С(вв!2 — 2,4 м, средний коэффициент проницаемости пластов составляет
1,273 мкм2 и 1,579 мкм2. В трех скважинах участка пересечены малопродуктивные алев-
ролитовые коллекторы. Средняя нефтенасыщенная толщина малопродуктивных кол-
лекторов по пласту CtBBl3 составляет 3,6 м, по пласту С^в!2 — 1,2 м. Коэффициент
проницаемости малопродуктивных коллекторов — 0,101 мкм2.
При средней обводненности продукции 90% на семи скважинах осуществлен фор-
сированный отбор жидкости. Дебиты скважин постепенно увеличены с 1,3 до 2,2 раза.
Среднегодовой дебит одной скважины до 1987 года, до форсированного отбора,
составлял 170 т/сут., после — 228 т/сут. В результате форсированного отбора жидко-
сти замедлилось обводнение по скважинам и участку в целом. Характеристики вы-
теснения указывали на улучшение процесса вытеснения нефти. Дополнительная до-
быча нефти составила 304 тыс. тонн.
Наращивание отбора жидкости в период падающей добычи нефти на залежах,
содержащих нефти с повышенной вязкостью, оказывается более эффективным, чем в
терригенных пластах девона с маловязкой нефтью. После достижения 90% обводнен-
ности и выше на залежах терригенной толщи нижнего карбона будет добыто более
30% извлекаемых запасов, в то время как на объектах с маловязкой нефтью прирост
нефтеотдачи за тот же период не превысил 5%.
Эффективность форсированного отбора жидкости на площадях Арланского ме-
сторождения оценивалась по обводненности добываемой продукции. Для этого про-
анализированы геолого-промысловые данные 194 скважин Арланской, 43 скважин
Николо-Березовской и 139 скважин Ново-Хазинской площадей. На этих площадях с
1976 по 1979 год увеличены отборы жидкости путем перевода скважин с СШН на
ЭЦН. С этой целью выбраны скважины, по которым дебит жидкости увеличен на 25%
и более, а обводненность на момент перевода составляла не менее 50%.
Оказалось, что на скважинах с содержанием воды выше 90% средняя обводнен-
ность снизилась или росла незначительно. Так, по Арланской площади в этом диапазо-
не отбор увеличен на 33 скважинах. Дебит жидкости по этим скважинам возрос с 130,6 м3/
сут. до 238,3 м3/сут., то есть в 1,82 раза, а дебит нефти — с 10,0 м3/сут. до 25,6 м3/сут., то
есть в 2,56 раза. Средняя обводненность продукции при этом снизилась на 3%.
Аналогичные результаты получены по другим площадям [56].
Эффективность форсированного отбора жидкости, по всей вероятности, обус-
ловлена подключением в активную выработку запасов застойных и менее проницае-
мых зон благодаря повышению градиента давления и снижению эффективной вязко-
сти аномальных нефтей.
Таким образом, форсирование отбора жидкости в целом сопровождается вовлече-
нием в активную выработку дополнительных запасов и приводит к повышению ко-
эффициента нефтеотдачи. Лучшие результаты при форсировании отбора жидкости
достигаются в терригенных отложениях нижнего карбона. Меньший эффект достиг-
нут на залежах с монолитным разрезом.
Опыт показал, что применение форсированного отбора требует реконструкции си-
стемы сбора и закачки воды, бурения скважин большого диаметра, внедрения насосов
высокой производительности. Добычу значительных объемов попутной воды необходи-
мо компенсировать соответствующими объемами закачки вытесняющего агента. При из-
ношенной коммуникации системы поддержания пластового давления и сбора высокооб-
водненной продукции это ведет к повышению экологической нагрузки на окружающую
среду из-за порывов трубопроводов. В связи с этим форсированный отбор жидкости име-
ет ограниченное применение. Для достижения утвержденных значений коэффициента
нефтеизвлечения используются методы регулирования фильтрационных потоков [190].
Таким образом, форсирование отбора жидкости сопровождается отбором, пере-
качкой и утилизацией большого объема попутной воды. Использование этого метода
требует реконструкции системы заводнения пластов.
Важные результаты получены при снижении темпов отбора жидкости по залежи
пласта Д-1 Серафимовской площади. Сокращение отбора в 1991—1993 годах в 2,8—3,7 раза
по сравнению с 1989—1990 годами привело к снижению водонефтяного фактора с
34,2 м3/т до 12,8 м3/т. Добыча нефти при этом снизилась незначительно [44].
Крупный промышленный эксперимент по ограничению (прекращению) закач-
ки воды при одновременном применении форсированного отбора жидкости проведен
на опытном участке пласта Д-1 Александровской площади.
Участок расположен в сводовой части Александровской площади и на прилега-
ющих к ней юго-восточном и северо-западном крыльях. Эксперимент начат в июне
1970 года остановкой трех нагнетательных скв. 727, 797 и 1188. Суточный объем за-
качки воды уменьшился на 1500 м3. Через год остановлены нагнетательные скважи-
ны 624 и 1054 с общей приемистостью 1100 м3/сут. В августе-сентябре 1974 года за-
качка воды практически прекращена — остановлены скважины 48,98 и 632 с суммар-
ной приемистостью 2250 м3/сут. В целом объем закачки воды снижен на 94%.
В условиях снижающегося пластового давления на участке в 1972—1974 годах
выполнен большой объем работ по замене насосного оборудования. Для поддержа-
ния отборов жидкости в скважины спущены высоконапорные насосы, увеличены глу-
бины подвески насосов. Если в 1969 году средняя глубина подвески насосов на учас-
тке составляла 1150 м, то к 1975 году она увеличилась до 1340 м. Средняя глубина
подвески ЭЦН — от 1175 до 1450 м, ШГН — от 1100 до 1200 м.
По мнению авторов [50] эксперимент на Александровской площади показал, что
снижение пластового давления до величин, составляющих 0,85—0,9 давления насыще-
ния на поздней стадии разработки нефтяной залежи при ограничении объемов закачки
воды улучшает процесс вытеснения, повышая текущую и конечную нефтеотдачу.
Возобновление закачки воды и повышение пластового давления на опытном уча-
стке Александровской площади вызвало ускорение обводнения продукции скважин,
ближайших к нагнетательным. В целом характеристика вытеснения в период после
возобновления закачки воды ухудшилась, но эффект от предыдущего понижения пла-
стового давления сохранился.
Теоретические и экспериментальные исследования показали возможность час-
тичного разгазирования нефти по всему пласту. Наличие в нефти пузырьков окклю-
дированного газа в объеме 2—3% приводит даже к увеличению коэффициента нефте-
отдачи пласта [50].
Эксперимент по прекращению закачки воды при одновременном повышении тем-
пов отбора жидкости проводился по пласту Д-1 Константиновской площади с 1970 по
1978 год включительно.
Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора после ограничения закач-
ки с января 1970 по январь 1971 года и полной остановки нагнетательных скважин с
1971 до 1975 года составило 13,6 МПа, что на 3,6 МПа ниже начального 17,2 МПа.
По условиям эксперимента предполагалось снижение пластового давления до
давления насыщения, то есть до 9,3 МПа, путем форсирования отбора жидкости.
Обводненность продукции стабилизировалась на уровне 81—84%, текущий во-
донефтяной фактор уменьшился с 8,0 м3/т до 6,4 м3/т. Дебит нефти 16 скважин плас-
та Д-1 с января 1970 по январь 1973 года снизился в 3 раза: с 130 т/сут. до 45 т/сут.
Основной причиной снижения добычи нефти стали интенсивные отложения гипса
на ряде скважин.
Ограничение отборов попутной воды осуществляется на месторождениях Татар-
стана остановкой нерентабельных высокообводненных скважин, отключением из раз-
работки обводненных пластов, интенсификацией отбора нефти по безводным или ма-
лообводненным участкам, вытеснением нефти из частично промытых пластов или
ВНЗ (водонефтяных зон) в нефтяные зоны, особым режимом работы обводненных
скважин на заводненных участках.
7.7. Повышение эффективности разработки водонефтяных
зон месторождений платформенного типа
Особенностям эксплуатации и обобщению опыта разработки водонефтяных зон
уделено достаточное внимание [4,7,8,28,34,36,40,41,68,72,74,75,76,77]. На основе
анализа работ показано, что выработка запасов ВНЗ происходит в 1,5—2 раза медлен-
нее по сравнению с нефтенасыщенными участками. На таких зонах происходит быст-
рый прорыв воды в добывающие скважины. Водонефтяные факторы на скважинах
ВНЗ оказываются в 2—3 раза выше, чем в первоначально чисто нефтяных участках.
Появление воды в продукции с начала эксплуатации скважины и интенсивное их об-
воднение в дальнейшем обусловлены близостью забоев скважин к начальному поло-
жению водонефтяных контактов.
Ромашкинское, Ново-Елховское, Бондюжское и большинство других платфор-
менных месторождений по строению водонефтяных зон и условиям их эксплуатации
значительно отличаются от месторождений типа Бавлинского, Туймазинского, Шка-
повского и др. Это обусловлено высокой расчлененностью эксплуатационного объек-
та и разработкой его единой системой скважин.
Сложность строения ВНЗ на этих месторождениях обуславливается тем, что в
их пределах выделяются как пласты с подошвенной водой, так и чисто нефтенасы-
щенные. Площадь распространения пластов с подошвенной водой и величина запа-
сов в них зависят не только от положения на структуре, но во многом определяются
расчлененностью разреза в интервале отметок ВНК.
Для повышения эффективности разработки ВНЗ и повышения нефтеотдачи пла-
стов предложены [8] следующие рекомендации:
— выделение пластов с подошвенной водой в самостоятельный объект разработки пре-
имущественно путем бурения дополнительных скважин специальной конструкции;
— доведение плотности сеток скважин до 16 — 20 га/скв;
— применение сверлящих перфораторов ПС-112;
— внедрение избирательного заводнения в водоносные окна или скважины, вскрыв-
шие пласты с небольшой нефтенасыщенной толщиной, обеспечивающие макси-
мальный отток нефти в нефтяную часть залежи и отбор ее добывающими сква-
жинами, расположенными в той же зоне;
— создание систем контроля и регулирования разработки с целью снижения пере-
пада давления между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта.
Для поиска эффективных технологий разработки ВНЗ в Татарстане проводятся
опытные работы на 14 участках 13 площадей с охватом 433 скважин, в том числе 105
нагнетательных. На этих участках испытываются шесть технологий.
В Башкортостане размещение добывающих и нагнетательных скважин осуще-
ствляется с учетом анизотропии пласта, проницаемости коллекторов и размеров бес-
контактных полей, расположенных внутри обширных водонефтяных зон.
Происхождение этих чисто нефтяных бесконтактных зон объясняется наличи-
ем локальных структурных поднятий или отдельных литологических замещений на
нижней части пласта. Эти поля разбуривались с той же плотностью сетки скважин, что и
первоначальные чисто нефтяные зоны, расположенные в центральных частях залежей.
Наличие бесконтактных полей, их размеры и местоположение оказывают суще-
ственное влияние на весь процесс выработки запасов нефти из водонефтяных участ-
ков и блоков, выделенных в самостоятельные объекты разработки. Чем больше запа-
сов нефти содержится в бесконтактных полях, тем выше текущая нефтеотдача и ниже
величина обводненности продукции [72].
Доля запасов нефти в этих полях колеблется от 2—4% до 50% балансовых запасов
ВНЗ [68]. Выработка запасов нефти бесконтактных полей на Туймазинском, Шкаповс-
ком и Серафимовском месторождениях колеблется от 35% до 55% общих запасов ВНЗ.
Большое влияние на темпы отбора нефти и обводнение продукции оказывает
анизотропия пласта по проницаемости в контактных зонах и отношение нефтенасы-
щенной толщины к общей.
С учетом анизотропии пласта в контактных полях, а также местоположения и
размеров бесконтактных полей производится выбор системы и вида заводнения, схе-
мы размещения добывающих скважин по площади самостоятельных объектов ВНЗ
месторождений платформенного типа. Обширные ВНЗ выделяются в самостоятель-
ный объект при соотношении начальных запасов нефти на участках с подошвенной
водой к запасам всего месторождения свыше 0,3 и с долей непрерывной части пласта
менее 0,7 [40, 77].
Выработка участков ВНЗ с коэффициентом анизотропии выше пяти и толщи-
ной не менее 2 м, а также интенсивность обводнения их продукции оказываются та-
кими же, как и в бесконтактных полях.
Осуществлять разбуривание обширных ВНЗ месторождений платформенного
типа рекомендуется вначале по редкой равномерной сетке. После выявления особен-
ностей их строения, свойств коллекторов и насыщающих их жидкостей производится
дальнейшая расстановка скважин по принципу «от известного к неизвестному».
Добывающие скважины размещаются в бесконтактных зонах, в том числе и в
зонах с коэффициентом анизотропии выше пяти, а нагнетательные — в монолитных
частях залежей, контактирующих с подошвенной водой.
При проектировании и разработке залежей следует максимально использовать
природную энергию внешней водонапорной системы. Необходимо учитывать, что вли-
яние естественной водонапорной системы тем сильнее, чем меньше размеры залежей.
В то же время плотность скважин в целом по ВНЗ следует оценить как редкую.
Водонефтяные зоны в пределах толщины более 2 м следовало с самого начала разра-
ботки залежей разбуривать по сетке, принятой для центральной нефтяной части за-
лежей. Попытки восстановить плотность сетки в ВНЗ бурением скважин на поздней
стадии оказались запоздалыми и менее эффективными [18].
7.8. Интенсификация разработки залежей в терригенных
слабопроницаемых и маломощных коллекторах
В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные
запасы нефти. Так, на Ромашкинском месторождении находятся 15,6%, на Ново-Елхов-
ском — 23,2%, на Бавлинском — 8,6% текущих балансовых запасов. К тому же в струк-
туре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается. В связи с этим детализация геоло-
гического строения отдельных площадей и залежей, вопросы выработки запасов нефти
слабопроницаемых коллекторов — одно из приоритетных в перспективе направлений
повышения эффективности разработки таких месторождений на поздней стадии.
Общей для всех залежей в слабопроницаемых и маломощных коллекторах явля-
ется низкая продуктивность скважин, сложность освоения системы поддержания пла-
стового давления, недостаточный объем закачки пластовой минерализованной воды,
слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах.
Каждый тип залежей в таких коллекторах характеризуется большим набором
технических, технологических и экономических ограничений.
Технологические задачи наиболее сложны в группе низкопроницаемых коллек-
торов промежуточных пластов многопластовых месторождений. Необходимо выде-
лить или разукрупнить эксплуатационные объекты, обосновать схему размещения на-
гнетательных и добывающих скважин с сеткой определенной плотности, выбрать агент
воздействия на залежь.
Замеры глубинными дебитомерами и расходомерами на отдельных локальных
участках не показывают заметного поступления жидкости и поглощения воды. Возмож-
но, в этих зонах есть и приток, и поглощение, но настолько слабые, что зачастую не
улавливаются приборами по причине высокого порога чувствительности последних.
Наиболее слабопроницаемые пласты в нагнетательных скважинах вообще могут
не принимать воду. Близлежащие добывающие скважины будут работать на упругом
режиме или режиме растворенного газа, развитие которых сопровождается снижени-
ем пластового давления и дебитов скважин [7].
Кроме того, возникает ряд технических задач по выбору оборудования для за-
качки воды, по повышению степени вскрытия пластов, проведению обработки приза-
бойных зон и по капитальному ремонту скважин.
Современная техника закачки пластовой воды в залежь основана на примене-
нии установок УЭЦН и УЭЦПН с различными параметрами, которые оборудуются
по временным схемам. В настоящее время необходимо организовать выпуск и освое-
ние центробежных насосов с расходами 65—105 м3/ч, плунжерных — с расходами от
1 м3/ч до 42 м3/ч и с давлениями нагнетания до 25 МПа, предназначенных для под-
держания пластового давления малопродуктивных залежей путем создания усовер-
шенствованных малых БКНС.
Следует отметить, что многие вопросы осуществления процесса заводнения под
высоким давлением связаны с необходимостью совершенствования технологии креп-
ления скважин, разработки пакеров более надежных по конструкции, применения вы-
сококачественной стали для водоводов, насосно-компрессорных труб, обсадных ко-
лонн, что значительно снизит нарушение их целостности.
Анализу геологического строения залежей в слабопроницаемых коллекторах, изу-
чению их коллекторских свойств и возможных способов ввода в активную разработ-
ку запасов нефти посвящены работы многих авторов [8, 79, 111, 122, 128, 130, 133].
Для выявления условий вовлечения упоминаемых залежей в активную разра-
ботку запланированы и проводятся опытно-промышленные работы на ряде месторож-
дений Татарстана. Например, на Ромашкинском месторождении опытно-промышлен-
ные работы запланированы и осуществляются на Альметьевской, Алькеевской, Азна-
каевской, Карамалинский, Восточно-Лениногорской, Западно-Лениногорской, Зай-
Каратаевской и других площадях. Фильтрационно-емкостные свойства пород на этих
участках меняются следующим образом: средняя пористость находится в интервале
13,1 — 14,4%, коэффициенты проницаемости — 0,067—0,134, а средневзвешенные зна-
чения нефтенасыщенной толщины пластов — в диапазоне 1,9 — 4,3 м.
Ниже приведен пример детализации геологического строения и реализации мер
по выработке слабопроницаемых коллекторов на опытном участке по пласту а 7 бло-
ка Абдрахмановской площади. На опытном участке к моменту ввода дополнительных
скважин уже было пробурено 15, на трех из которых пласт а не был перфорирован, а
на 12 скважинах перфорация произведена по нескольким пластам, включая пласт а.
По результатам дебитометрических исследований приток из пласта а отсутствовал,
за исключением скв. 9081, примыкающей к высокопродуктивным коллекторам и гид-
родинамически связанной с зоной нагнетания воды.
При выделении опытного участка пласт а разрабатывался без заводнения, на-
гнетательные скважины отсутствовали. Дополнительно на опытном участке на пласт
а пробурено 11 добывающих и 15 нагнетательных скважин по сетке 250x250 м. Из
процесса разработки отключены все нижележащие перфорированные пласты в ранее
пробуренных скважинах, кроме пяти, работа пластов на которых контролируется гео-
физическими и потокометрическими исследованиями.
Бурение скважин и вскрытие пласта а производилось, как правило, растворами
на углеводородной основе с отбором керна и заканчивались проведением стандартно-
го геофизического комплекса исследований вызовом притока компрессором. В резуль-
тате дополнительного бурения уточнено геологическое строение объекта и определе-
ны параметры для оценки запасов нефти. По материалам промыслово-геофизичес-
ких исследований уточнены карты эффективных толщин и эффективной пористос-
ти, а также построена карта распределения коллекторов. Сопоставление геолого-фи-
зических параметров по горизонту Д-1 и опытному участку приведено в табл. 7.8 [122].
Из таблицы видно, что по опытному участку нефтенасыщенная толщина пласта
в 14 раз, средняя абсолютная проницаемость в 15 раз, средняя пористость в 1,5 раза
ниже, чем в целом по горизонту Д-1 Абдрахмановской площади. Оказалось, что гли-
нистость пласта опытного участка в 13 раз выше. '
На основе детального изучения геологического строения и возможности вовле-
чения в разработку запасов нефти с учетом условий залегания и распространения
пластов продуктивной толщи терригенного девона выделены три типа слабопрони-
цаемых коллекторов [122]: \
1 тип — слабопроницаемые коллекторы залегают в виде отдельных линз среди
аргиллитов и вскрыты единичными скважинами (пласт а скв. 24215);
2 тип — слабопроницаемые коллекторы залегают в виде линз среди аргиллитов,
имеют площадное развитие и гидродинамическую связь с соседними скважинами
(пласт а2 скв. 23655, 9146, 14193, 23724 и др.);
3 тип — слабопроницаемые коллекторы контактируют с высокопродуктивными
коллекторами, в том числе по разрезу — тип 3.1 или по площади — тип 3.2 (пласт а1 и
пласт а2 скв. 23463).
Анализ результатов опытных работ показывает, что в настоящее время отсут-
ствует технология, обеспечивающая выработку запасов нефти из слабопроницаемых
коллекторов типа 1. Выработка запасов нефти слабопроницаемых коллекторов типа
3 ведется более эффективно. Низкая эффективность работ в коллекторах обусловле-
на отсутствием насосов высокого давления нагнетания до 30 МПа и малой произво-
дительности до 50 м3/сут., высоким содержанием механических примесей в закачива-
емой пресной воде и нефтепродуктов — в сточной, высокой себестоимостью, а также
нерентабельностью добычи нефти при существующей системе налогообложения.
С учетом формы и границ распространения и расчлененности слабопроницае-
мых коллекторов по опытному участку выбрана комбинированная система заводне-
ния от очагового до площадного при расстоянии 250 м между скважинами.
Обсадные колонны всех новых скважин оборудованы разбуриваемым башмаком
на случай углубления на нижележащие продуктивные пласты. Нагнетательные
Таблица 7.8
Геолого-физические параметры горизонта Д-1 и опытного участка
на 7 блоке Абдрахмановской площади
Параметр Ед.измерения Горизонт Д-1 Опытный участок
Нефтенасыщенная толщина м 16,6 1,21
Средняя пористость доли ед. 0,201 0,138
Средняя проницамость мкм 2 0,598 0,0401
Коэффициент нефтенасыщенности доли ед. 0,842 0,574
скважины обсажены колонной диаметром 168 мм из стали марки Е с толщиной сте-
нок 9 мм, цемент за колонной поднят до устья, то есть позволяет поднять давление
нагнетания на устье скважин до 35 МПа.
При освоении нагнетательных скважин использованы забойные пульсаторы кон-
струкции ТатНИПИнефть с закачкой оторочки 1% раствора ПАВ и соляной кислоты.
Объем закачки оторочки ПАВ и время работы пульсатора определяются в зависимо-
сти от снижения давления нагнетания менее 10,0—13,0 МПа на устье скважины. В
каждую нагнетательную скважину закачано в среднем 50—100 т ПАВ типа АФ12 за
3 — 4 суток работы пульсатора. После обеспечения оптимальной приемистости на-
гнетательной скважины проводится комплекс исследований по проверке техничес-
кого состояния обсадной колонны и профиля приемистости.
В качестве вытесняющего агента на опытном участке слабопроницаемых кол-
лекторов используется высокоминерализованная вода плотностью 1180—1200 кг/м3
с общей минерализацией 250—300 г/л из нижележащих горизонтов Д-П и Д-IV. Вода
извлекается двумя водозаборными скважинами, оборудованными насосами УЭЦН-
250. Все нагнетательные скважины оборудованы УЭЦН-80 или УЭЦН-130, на прием
которых подается вода из водозаборных скважин под давлением до 5,0 МПа. Конт-
роль за приемистостью осуществляется турбинными расходомерами.
Наибольшая приемистость нагнетательных скважин, достигнутая в процессе освое-
ния, составляет 350 м3/сут. при давлении нагнетания на устье 21,0 МПа. Минимальное
давление нагнетания на устье, при котором отмечена приемистость, составляет 6,7 МПа.
Все добывающие скважины опытного участка, кроме одной, эксплуатируются
штанговыми насосами. Наибольшие дебиты жидкости (до 20 м3/сут.) достигнуты на
трех скважинах при среднем по участку — 4 м3/сут. Максимальное пластовое давле-
ние в зоне отбора — 17,0 МПа, минимальное — 11 МПа. Отдельные показатели разра-
ботки опытного участка приведены на рис. 7.7 [122].
Анализ работы по вводу в разработку слабопроницаемых коллекторов с толщи-
ной пласта более 2 м на Абдрахмановской площади показывает, что необходимо до-
полнительно пробурить 155 нагнетательных и 285 добывающих скважин. Нагнета-
тельные скважины рекомендуется бурить только на тот пласт, для которого они пред-
назначены. В добывающих скважинах вскрывается весь разрез продуктивного пласта
за исключением пластов гд площадного распространения. Скважины должны иметь раз-
буриваемый башмак, позволяющий переводить их на другие пласты. Нагнетательные
обе. от 0„ Рпл
% НИЗ Ож Рнагн
60
50
40
30
20
10
0
30
25
30 200
25
20
15 150
10
% обводи.
Рнагя
Годовая добыча
жидкости
Годовая добыча
нефти
Темп отб. от НИЗ
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
Рис. 7.7
Динамика показателей разработки опытного участка
7 блока Абдрахмановской площади (по Р. С. Хисанову)
скважины должны быть обсажены колонной диаметром 168 мм из стали марки Е с
толщиной стенки 9 мм. Цемент за колонной должен быть поднят до устья скважины.
На участках с низкой альтитудой устья скважины рекомендуется спускать промежу-
точный кондуктор. Бурение и вскрытие продуктивных пластов производить раство-
рами на углеводородной основе с отбором керна и заканчиванием скважин стандарт-
ным геофизическим комплексом исследований. Вызов притока осуществлять комп-
рессором [122].
Для ввода запасов нефти слабопроницаемых коллекторов верхней пачки плас-
тов горизонта Д-1 потребуется бурение 919 нагнетательных скважин с достижением
соотношения добывающих скважин к нагнетательному 1,0 без учета дальнейшего уп-
лотнения сетки скважин, бурения скважин-дублеров для замены нагнетательных сква-
жин с изношенными эксплуатационными колоннами и расстояниями между пласта-
ми с возможной заколонной циркуляцией.
На западном участке Альметьевской площади Ромашкинского месторождения с
1974 года проводится промышленный эксперимент по интенсивной разработке сла-
бопроницаемых коллекторов. К началу эксперимента участок был разбурен по сетке
600x800 м. Расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядом состав-
ляло 1200 метров.
На опытном участке объектом разработки является пласт Д-0 кыновского гори-
зонта и пласты а, б , б^ив пашийского горизонта Д-1, разрабатываемые общим филь-
тром. Пласты а, б } представлены здесь малопродуктивными коллекторами, залегаю-
щими в виде отдельных линз. Запасы нефти этих пластов незначительны. Пласт а
имеет водонефтяную зону. В пределах участка по этому пласту проходит внешний кон-
тур нефтеносности. Нижний пласт гд водонасыщен. Основные запасы нефти сосредото-
чены в пластах Д-0 и б3. Они выбраны в качестве объекта для проведения эксперимента.
Пласт Д-0 залегает в толще аргиллитов и хорошо коррелируется по площади. В
65% скважин пласт представлен преимущественно малопродуктивными коллектора-
ми, имеющими площадное распространение. В 29% скважин среди малопродуктив-
ных коллекторов залегают линзы песчаников. Толщина малопродуктивных коллек-
торов алевролитов изменяется от 1,2 м до 4,0 м, а проницаемость от 0,035 до 0,180 мкм2.
Пласт Д-0 отделяется от нижнего пласта а горизонта Д-1 глинистым разделом со сред-
ней толщиной 8,9 м.
Разработка пласта Д-0 начата в 1968 году после перевода скв. 2365 под очаговое
заводнение. К началу эксперимента вода закачивалась в пласт через три скважины со
средней приемистостью 207 м3/сут. при давлении на устье 15 МПа. Выработка запа-
сов нефти осуществлялась крайне низкими темпами. Так, годовой темп отбора за 1972
год составил лишь 0,8% текущих извлекаемых запасов. В эксплуатации находилось
около 20% скважин участка с дебитом нефти до 5 т/сут. Малопродуктивные коллек-
торы эксплуатировались лишь единичными скважинами, расположенными около пес-
чаных линз и обеспеченных закачкой воды. Средний дебит по всем скважинам, вскры-
вавшим девонские пласты, составлял 2,2 т/сут.
Пласт б3 на участке представлен в основном малопродуктивными коллекторами.
Песчаники встречаются в виде полос и отдельных линз. Малопродуктивные коллек-
торы имеют толщину в пределах 1,0—3,0 м, а проницаемость пород изменяется в пре-
делах 0,065—0,160 мкм2.
На опытном участке до начала эксперимента отмечается слабая выработка плас-
тов Д-0 и б3 горизонта Д-1 из-за трудности освоения скважин под нагнетание и низкой
их приемистости при давлениях на устье до 16 МПа, вскрытия пластов общим филь-
тром при больших (1200x600x800м) расстояниях между скважинами. Извлечение не-
фти происходило из песчаников.
Для проведения промышленного эксперимента принят вариант очаговой систе-
мы заводнения с равномерным рассредоточением нагнетательных скважин. Вода за-
качивалась через специально пробуренные скважины более прочной конструкции. К
шести действующим очаговым скважинам намечалось пробурить 19 новых. Предла-
галось пробурить дополнительно 31 добывающую скважину.
Плотность размещения скважин по отдельным элементам участка неодинакова,
расстояние между скважинами значительно изменяется. Широкий диапазон плотнос-
ти сетки скважин предусмотрен для изучения влияния расстояния между скважинами
на эффективность подключения в разработку низкопродуктивных коллекторов.
Забойное давление в нагнетательных очаговых скважинах поддерживалось в сред-
нем на уровне 40,0 МПа , а на устье — 20 МПа , в добывающих — 8,5 МПа.
Влияние плотности размещения скважин при рассредоточенной системе завод-
нения на эффективность подключения в разработку малопродуктивных коллекторов
изучалось путем определения доли прореагировавших на закачку воды добывающих
скважин в зависимости от расстояния до нагнетательных.
Участие малопродуктивных коллекторов в разработке наблюдалось по всем до-
бывающим скважинам, пробуренным на опытном участке. Для получения достовер-
ных результатов отобрано 58 скважин, в которых вскрыты пласты горизонта Д-0 и б3
горизонта Д-1.
Из 58 добывающих скважин на закачку воды прореагировало 72%, или 42 сква-
жины. Среднесуточные дебиты по ним увеличились с 0,1—18 т/сут. до 4—80 т/сут.
Прореагировавшие добывающие скважины находятся на расстоянии 250—1000 м от
очагов заводнения. Среднее расстояние между скважинами составляет 480 м.
Среднее расстояние между скважин, не испытавших влияния закачки воды, рав-
но 781 м, находятся они в пределах 350—1400 м от нагнетательных.
Доля добывающих скважин, прореагировавших на закачку воды, уменьшается с уве-
личением расстояния до очагов заводнения. Так, если при расстояниях между скважина-
ми 500—900 м доля их составляет 0,50—0,67, то при расстояниях до 500 м - от 0,85 до 1,00.
Подключение малопродуктивных коллекторов в разработку оказалось наиболь-
шим при расстояниях между скважинами 300—400 м. При расстоянии до очага завод-
нения менее 300 м все добывающие скважины принимали участие в разработке.
Для оценки эффективности мер по усилению системы заводнения изучена пар-
ная зависимость нефтеотдача S — отношение числа добывающих скважин к нагнета-
(NM
тельным \ Nr Л
Коэффициент конечной нефтеотдачи определялся по характеристи-
кам вытеснения на различные даты. На соответствующие даты рассчитаны соотноше-
ния числа добывающих скважин к нагнетательным.
С коэффициентом корреляции 0,67 зависимость коэффициента конечной неф-
теотдачи от соотношения числа добывающих скважин N;J к нагнетательным NH в диа-
пазоне от одного до пяти имеет вид:
s = 0,482 -0,0197 *J (7.2)
.N.
Анализ этого уравнения показывает, что снижение соотношения 1 м /от 4,4 в
начале внедрения замкнутых систем до 3,3 на промежуточной стадии обеспечило по-
вышение нефтеотдачи на 2,2% и прирост на 1979 тыс. т извлекаемых запасов нефти.
За период проведения эксперимента под закачку воды введены 43 скважины. На одну
новую нагнетательную скважину достигнуто приращение извлекаемых запасов не-
фти в среднем на 46 тыс. т.
Однако применение избирательного заводнения обеспечивает не только повы-
шение темпов отбора запасов в начальный период, но и резкий рост обводнен-ности.
Скорость продвижения закачиваемой воды на участках избирательного заводнения
достигала 250—300 м/год, а скорость нарастания обводненности — 8,7% в год.
В Башкортостане к залежам нефти в слабопроницаемых коллекторах приуроче-
ны в основном залежи терригенного отложения кыновского горизонта. Они встреча-
ются на 30 месторождениях.
В качестве самостоятельных объектов такие залежи разрабатываются на Саи-
товском, Илькинском, Усень-Ивановском, Белебеевском месторождениях и отдель-
ными скважинами на других. На ряде месторождений залежи эксплуатируются со-
вместно с другими пластами либо представляют возвратный объект.
В отличие от девонских и нижнекаменноугольных отложений, в которых отчет-
ливо прослеживается определенная общность физико-химических свойств пород-кол-
лекторов и пластовых флюидов, для так называемых залежей кыновского типа харак-
терны следующие особенности:
— приуроченность ко многим тектоническим регионам Башкортостана, но к кол-
лекторам одного стратиграфического подразделения — кыновского горизонта;
— структурно-литологический тип залежей, то есть связанность их с линзовидно-
развитыми, часто рукавообразными песчаными телами внутри аргиллитовой вме-
щающей массы пород кыновского горизонта [5, 7].
Средние значения пористости пород по керновым материалам залежей кыновс-
кого типа меняются от 12,9% на Бекетовском месторождении до 18% на Югомашевс-
ком, значения коэффициента проницаемости — от 0,08 мкм2 на Чекмагушевском до
0,146 мкм2 на Сайто веком месторождениях. Нефтенасыщенная толщина колеблется
от 0,8 м на Чекмагушевском до 3,4 м на Саитовском месторождениях.
Проектные конечные нефтеотдачи залежей этого типа низкие и находятся в ди-
апазоне от 0,1 до 0,3 при вязкости пластовых нефтей от 7 мПа*с до 23 мПа*с. По срав-
нению с остальными типами залежей терригенной толщи девона кыновские значи-
тельно менее продуктивны. На этих объектах, как и на аналогичных залежах Татар-
стана, освоение системы заводнения затрудняется сложностями технического и тех-
нологического порядка и отсутствием в некоторых случаях воды, особенно пластовой
минерализованной. В связи с этим требуется не только продолжение эксперименталь-
ных и опытно-промышленных работ в области интенсификации разработки залежей
нефти с трудноизвлекаемыми запасами, но и дальнейшее более широкомасштабное
расширение этих работ.
7.9. Ввод в активную разработку залежей с высоковязкой нефтью
По общепринятым критериям в Башкортостане заводнение необработанной во-
дой рекомендуется на залежах с вязкостью нефти до 30 мПа • с. Однако опыт разработ-
ки Байсаровского месторождения и ряда залежей нефти бобриковского горизонта Та-
тарстана — Ново-Суксинского, Ульяновского и некоторых залежей бобриковского го-
ризонта Ромашкинского месторождений — свидетельствует об эффективности приме-
нения необработанной воды при заводнении объектов, содержащих нефть с вязкостью
до 60 мПа*с и выше [8,122]. На таких залежах законтурное заводнение оказывает сла-
бое или практически не оказывает влияния на выработку нефтенасыщенных зон.
Ранее отмечалось, что на многих залежах наблюдается закономерное утяжеле-
ние нефтей к периферии. Из табл. 7.9 следует, что в периферийной части нефтенасы-
щенной зоны нефть большей плотности, вязкость ее выше. Она содержит больше ас-
фальтенов и смол, поэтому аномалии вязкости и структурно-механические свойства
нефти усиливаются.
В некоторых случаях высокая вязкость, повышенное содержание асфальтено-смо-
листых веществ в составе нефти, а также низкая фазовая проницаемость пород для флю-
идов в зоне водонефтяного контакта создают эффект запечатанности залежей [213]. Все
это оказывает дополнительное сопротивление внедрению контурной воды в залежь и
ведет к падению пластового давления в зоне отбора без заметного изменения начально-
го пластового давления в законтурной области .
При выборе системы разработки залежей важный интерес представляет динамика
пластового давления в нефтенасыщенной зоне и законтурной области. Из табл. 7.10
видно, что давление в нефтенасыщенной зоне составляет в среднем не более 60% от
начального, а в законтурной области остается на уровне начального. Это свидетельствует
об отсутствии гидродинамической связи между законтурной и нефтеносной частями
залежей и обусловлено запечатанностью водонефтяного контакта. О значительном утя-
желении и повышении вязкости к периферии свидетельствует и практика эксплуата-
ции скважин в приконтурной зоне. Они имеют малый межремонтный период и труднее
осваиваются после капитального и текущего ремонта.
Сопоставление свойств и состава нефти
в центральных и периферийных зонах залежей
Таблица 7.9
Месторождение, залежь Зона залежи Параметр свойств и состава нефти
плотность, кг/м3 ВЯЗКОСТЬ, мм’/с массовое содержание, %
асфальтенов СМОЛ
Беркет- Ключевское, турнейский ярус (запад) центр 910 80,5 3,2 16,9
периф. 948 202 5,9 18,4
Березовское, тульский горизонт центр 911 129 6,3 15,9
(блок 1) периф. 926 354 7,2 16,4
Архангельское: — верейский горизонт центр 925 199 7,4 17,8
периф. 936 661 9,0 19,3
- башкирский ярус центр 915 111 6,8 15,6
(запад ) периф. 921 159 7,6 16,6
Ерсубайкинское, турнейский ярус: — северный купол центр 903 69 5,9 16,8
периф. 911 121 7,6 18,3
— южный купол центр 902 51 4,9 15,5
периф. 909 109 7,1 17,0
— блок 3, район центр 910 82 6,6 14,5
скв. 4866 периф. 911 142 7,7 15,6
Тавельское, турнейский вдали 917 156 5,4 16,7
ярус от вреза 924 221 6,4 18,8
вблизи 910 202 3,2 16,9
от вреза 910 202 3,2 16,9
Ямашинское, тульский горизонт: — северо-восток центр 904 67,2 5,7 14,1
периф. 912 71,4 6,3 15,5
— юго-запад центр 900 74 5,4 14,9
периф. 924 250 7,9 16,8
— юго-восток центр 906 109 5,9 16,7
периф. 913 129 6,8 18,9
— юг центр 901 68,5 4,5 18,9
периф. 928 298 6,3 22,3
Рис. 7.8
Распределение давления
в законтурной и
нефтенасыщенной зонах
тульской залежи Березовского
месторождения
,2192
10, (
/2127
/ /7,5
2191
6,1
2033
7122
6,8
2045
'7,2
1401
6,2
2046
7,3
2040
е’°1 |
,2048 i
5*6 I
,2049
10,5
2053
6,0
1402
7,2
2054\ I
6,4 I
2059
7,3
2060 i
2061
*10,4
2061 ------номер скважины
10,4
пластовое давление, МПа '
внешний контур нефтеносности
внутренний контур нефтеносности
Слабая гидродинамическая связь законтурной части и нефтяной характерна для
залежей и в терригенных, и в карбонатных коллекторах.
На рис. 7.8 показаны значения пластового давления на скважинах тульского го-
ризонта Березовского месторождения, приуроченного к песчаным коллекторам, а на
рис. 7.9 — турнейского яруса Беркет-Ключевского месторождения, приуроченного к
карбонатным. В обоих случаях в законтурных скважинах пластовое давление сохра-
няется на начальном уровне, хотя на расстоянии 400—500 м внутрь залежи в нефтена-
сыщенной зоне значения пластового давления намного ниже.
Вывод о слабой гидродинамической связи законтурной области и нефтенасы-
щенной части залежи подтверждается динамикой обводненности добываемой продук-
ции. В большинстве случаев обводненность продукции одинакова для центральной и
периферийной частей. Это говорит об отсутствии продвижения краевых вод. Но на-
блюдаются случаи, например на Ерсубайкинском месторождении в районе скв. 4866,
когда пластовое давление на периферийном участке довольно высокое, хотя и мень-
ше, чем в законтурной области. Повышенное пластовое давление в этом случае обус-
ловлено наличием вертикальной трещиноватости. Это доказывается притоком воды
после солянокислотных обработок скважин.
На ряде залежей высоковязких нефтей, чаще терригенных коллекторов, имеется
гидродинамическая связь с законтурной областью. В качестве примера — залежи боб-
риковского горизонта Южно-Нурлатского и Беркет-Ключевского месторождений
(табл. 7.11).
Таким образом, на многих залежах каменноугольных отложений в терригенных и
карбонатных коллекторах Татарстана и Башкортостана в области водонефтяного контакта
имеется зона окисленной нефти. Наличие этой зоны ухудшает гидродинамическую связь
Таблица 7.10
Сопоставление пластового давления на центральных и периферийных
зонах залежей каменноугольных отложений
Месторождение, горизонт Пластовое давление, МПа
центральная часть приконтурное законтурное
Беркет- Ключевское, турнейский ярус (запад) 3,3-8,4 10,7-11,2
Березовское,тульский горизонт(блок 1) 6,2-7,3 4,9-7,0 10,4-10,7
Архангельское, — верейский горизонт 0,7-1,8 1,2-2,6 8,6-9,2
Ерсубайкинское, турнейский ярус: — северный купол — южный купол — блок 3, район скв.4866 4,2 3,9-6,0 7,5-8,8 6,4 11,0-11,5 11,0-11,5 11,0-11,5
Архангельское, башкирский ярус (запад ) 3,4-5,2 4,2-5,8 8,9-9,6
Ямашинское, тульский горизонт: — северо-восток — юго-запад — юго-восток — юг 4,7-7,2 7,7 6,5-7,9 6,4-7,8 4,7-7,2 7,7 6,5-7,9 6,4-7,8 11,8 9,3 10,6 11,3
законтурной области с нефтенасыщенной зоной. В связи с этим на таких залежах закон-
турное заводнение менее эффективно, а при запечатанности водонефтяного контакта за-
контурное заводнение использовать нельзя [213]. В то же время имеются случаи актив-
ной связи между законтурной и нефтяной зонами.
Для оценки эффективности закачки воды во внутриконтурную часть залежи на
ряде месторождений, содержащих высоковязкие нефти, проведены опытно-промыш-
ленные работы. Рассмотрим результаты, полученные на залежи бобриковского гори-
зонта Нурлатского, Ильмовского, Бурейкинского, Ивашкино-Мало-Сульчинского ме-
сторождений, содержащих нефти вязкостью от 43 мПа*с до 122 мПа*с.
Нурлатское месторождение открыто в 1956 году. Основным объектом место-
рождения является бобриковский горизонт, вязкость пластовой нефти которого со-
ставляет 122 мПа*с. На 1 января 1996 года на этом объекте эксплуатируются 48 до-
бывающих и 7 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составила
Таблица 7.11
Текущие показатели разработки
залежей бобриковского горизонта
Месторож- дение Вязкость пласто- вой неф- ти, мПа-с Текущий коэффи- циент нефтеот- дачи , % Отобрано от начальных извлекае- мых запа- сов, % Текущая обвод- нен- ность, % Водонеф- тяной фактор, м3/т Значения начального и текущего пластового давления, МПа
Южно- Нурлатское 100 И,2 40,0 35 0,49 12,0/10,0
Беркет- Ключевское 25 40,8 84,5 79 1,7 11,0/9,1
922,0 тыс. т, жидкости — 1021,0 тыс. т, отбор от начальных извлекаемых запасов равен
16,7%. За 1995 год добыто 44,1 тыс. т нефти и 54,6 тыс. т жидкости. Темп отбора извле-
каемых запасов — 0,8%. Средние дебиты по нефти составили 3,0 т/сут., по жидкости —
3,7 т/сут. Обводненность продукции бобриковского горизонта — 19,2%. Накопленная
закачка воды составила 936 тыс.м3.
Ильмовское месторождение открыто в 1954 году. Основной объект разработки —
терригенные отложения бобриковского горизонта с вязкостью пластовой нефти
122 мПа*с. На начало 1996 года с Ильмовского участка отобрано 994 тыс. т нефти и
1455 тыс. т жидкости, то есть 75,9% начальных извлекаемых запасов. При действую-
щих 42 добывающих скважинах под закачкой находится 10 скважин. В 1995 году до-
быто 37,7 тыс. т нефти и 85,6 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти — 3,7 т/сут., по
жидкости — 5,5 т/сут. Обводненность скважин на участке равна 55,9%. С начала раз-
работки закачано 2462 тыс.м3 воды. Водонефтяной фактор равен 0,47.
Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента нефтеизв-
лечения на Ильмовском месторождении создан опытный участок по чередующейся
закачке воды и высоковязкой нефти.
Участок представлен двумя девятиточечными элементами с 13 добывающими и
двумя нагнетательными (1665, 1663) скважинами. Работы по чередующейся закачке
начаты в середине 1981 года с объемным соотношением размеров оторочек нефти и
воды 1:10. В 1985 году программа нетрадиционного заводнения была завершена. За
1981—1985 годы на участке проведено 76 циклов, в пласты закачано 30 тыс.т высоко-
вязкой нефти и 308 тыс.м3 пресной воды. В период разработки участка на естествен-
ном режиме до 1981 года наблюдалось резкое снижение отборов нефти из добываю-
щих скважин, пластовое давление снизилось с 11,5 МПа до 7,0 МПа, дебиты нефти и
жидкости составили 1,8 т/сут и 2,1 т/сут.
Для определения эффективности заводнения на терригенных отложениях Нур-
латского месторождения созданы опытные участки в районах скв. 1811, 1744, 1817.
В 1981 году создан опытный участок по закачке омагниченой воды с созданием
оторочки тринатрийфосфата. Опытный участок в районе скважины 1811 представля-
ет собой пятиточечный элемент с расстоянием между скважинами от 500 до 700 м.
До начала опытных работ с участка отобрано 4,3% начальных балансовых запа-
сов, пластовое давление снизилось с 13,0 МПа до 6,3 МПа. Среднесуточные дебиты
нефти упали с 3,2 т/сут до 1,2 т/сут. Обводненность продукции составляла 3,6%.
В середине 1981 года начата закачка сточной воды с девонских отложений и за-
качано 140 т тринатрийфосфата.
К началу 1996 года с участка отобрано 149,9 тыс. т нефти, или 12,9% балансо-
вых запасов. Закачано 238 тыс.м3 воды, компенсация отбора жидкости составляет
123,5%. Пластовое давление в зоне отбора возросло до 8,9 МПа. Среднесуточные
дебиты по нефти и жидкости составляют 2,9 т/сут. и 3,1 т/сут. Обводненность сква-
жин небольшая — 16,3%.
Контрольный участок по закачке воды с созданием оторочки тринатрийфосфата
расположен в районе скважины 1744 и является неправильным пятиточечным эле-
ментом с расстояниями между скважинами 500—700 м. До закачки воды пластовое
давление в зоне отбора снизилось с 13,0 МПа до 9,9 МПа, среднесуточные дебиты не-
фти — с 9,7 т/сут. до 1,4 т/сут. С февраля 1983 года ведется импульсное нагнетание
воды с пятнадцатисуточной продолжительностью полуцикла. В результате пластовое
давление возросло до 10,3 МПа, среднесуточные дебиты нефти до — 1,9 т/сут. Обвод-
ненность — 3,8%. С участка отобрано 46,3 тыс. т нефти, что составляет 5,5% началь-
ных балансовых запасов. В продуктивные пласты закачано 200 тыс.м3 воды.
В 1988 году начаты опытно-промышленные работы по созданию внутрипласто-
вого очага горения в песчаниках бобриковского горизонта. По технологической схе-
ме, составленной институтом ВНИПИтермнефть, предусматривалось внедрить про-
цесс внутрипластового горения с помощью комплекса оборудования ОВГ-ЗМ на де-
вятнадцатиточечном элементе в районе скв. 1811 и на трех элементах скважин с 13
добывающими и 3 контрольно-добывающими скважинами. В феврале 1988 года с по-
мощью электронагревателя конструкции НПО «Союзтермнефть» инициировано внут-
рипластовое горение в скважине 9191. Анализ состава горения газов подтвердил ус-
тойчивость процесса горения. В течение года объем закачки воздуха в этой скважине
возрос с 5 тыс. м3/сут. до 11 тыс. м3/сут.
В ноябре 1988 года завершено инициирование горения на второй скв. 9207 с по-
мощью электронагревателя. В третьей скв.9184 запланировано инициирование горе-
ния с помощью термогазогенератора. В скв. 9191 закачано 16 тыс.м3 пресной воды.
За год с участка отобрано 125,4 тыс. т нефти, то есть 12,7% начальных балансовых
запасов. Закачано 3211,8 тыс.м3 воздуха. Среднесуточный дебит нефти составил 1,6 т/
сут., по жидкости — 1,8 т/сут. Обводненность добываемой продукции — 10,6%. Рост
обводненности продукции участка произошел за счет ввода в эксплуатацию нагнета-
тельной скв.1811. Пластовое давление в зоне отбора составило 8,6 МПа. В связи с труд-
ностями подготовки нефти испытание внутрипластового горения приостановлено.
В процессе опытных работ пластовое давление в зоне отбора возросло до
12,2 МПа, дебиты нефти и жидкости повысились до 4,8 т/сут. и 7,6 т/сут.
С 1985 года на опытном участке применяется циклическое заводнение. Закачка
воды в продуктивные отложения бобриковского горизонта ведется методом цикли-
рования внутриконтурных очаговых скважин и стационарной закачки в законтурные
скважины. По опытному участку добыто 177,2 тыс.т нефти, или 56,5% начальных из-
влекаемых запасов. Обводненность добываемой продукции снизилась с 55% до 45%.
Все скважины работают с водой. Среднесуточный дебит по нефти и жидкости соот-
ветственно равны 3,3 т/сут. и 5,4 т/сут. С начала разработки в пласты закачано
308,0 тыс.м3 воды, компенсация отбора жидкости равна 196%. Пластовое давление по-
степенно снижается и достигло 11,4 МПа. С начала опытных работ дополнительная
добыча нефти по сравнению с естественным режимом составляет 99,3 тыс. т.
На Бурейкинском месторождении основным объектом разработки являются боб-
риковские отложения. С 1 января 1996 года действовало 227 добывающих скважин,
нагнетательных под закачкой воды — 39 скважин. Всего добыто 5694 тыс.т нефти и
7075 тыс.т жидкости. Годовой отбор нефти и жидкости в 1995 году равен 667 тыс.т и
884 тыс.т. Средний дебит нефти составляет 10,0 т/сут., по жидкости — 13,2 т/сут.
Обводненность скважин стабилизировалась и составляет 24,5%. В пласты закачано
3686 тыс.м3 воды . Водонефтяной фактор равен 0,24.
Здесь организована закачка воды в бобриковские отложения. В апреле 1987 года
под нагнетание воды переведена скв. 641. Участок представлен десятиточечным элемен-
том. В 1994—1995 годы на месторождении ведется закачка сшитых полимерных систем.
По тульско-бобриковскому горизонту на Ивашкино -Сульчинском месторожде-
нии в 1996 году эксплуатировались 39 добывающих и 6 нагнетательных скважин. С
объекта отобрано 753 тыс.т нефти . Это составляет 43% начальных извлекаемых запа-
сов. За 1995 год добыто 23 тыс.т нефти и 43,1 тыс.т жидкости. Средние дебиты по нефти
и жидкости равны 2,4 т/сут. и 6,9 т/сут. Годовая закачка воды в тульско-бобриковские
отложения равна 10,0 тыс.м3., обводненность продукции — 50%, водонефтяной фак-
тор — 0,42%. При увеличении вязкости пластовой нефти в интервале 30—100 мПа*с
коэффициент нефтеотдачи изменяется в пределах 21—29%.
Установлено, что темпы отбора жидкости по объектам с высоковязкой нефтью в
терригенных коллекторах снижаются при достижении 25—30% текущего коэффици-
ента нефтеизвлечения, в то же время по объектам с маловязкой нефтью оказывается
возможным поддержание или даже наращивание годовых темпов отбора жидкости.
Залежи с высоковязкой нефтью имеют неблагоприятную характеристику вытес-
нения. Так, при отборе 40% извлекаемых запасов обводненность продукции скважин
составляет 37—53%, а при 50% отборе — 49—62%, в то время как на залежах маловяз-
ких нефтей - от 7 до 37% и от 15 до 46% соответственно. Таким образом, на залежах
бобриковских отложений Нурлатского, Ильмовского и Бурейкинского месторожде-
ний испытаны технологии по закачке облагороженной различными реагентами (напри-
мер, тринатрий фосфатом) воды, сшитых полимерных систем, пресной воды в условиях
благоприятных коллекторских свойств пород, чередующаяся закачка нефти и воды и
циклическое заводнение. Оказалось, что применение этих технологий позволяет сдер-
жать интенсивное обводнение продукции и довести конечную нефтеотдачу до 30%.
В Башкортостане к месторождениям терригенной толщи нижнего карбона с вы-
соковязкой нефтью следует отнести Саузбашевское, Байсаровское, Биавашевское и
Воядинское.
В 1978—1979 годах на Саузбашевском месторождении на 12 скважинах прове-
ден форсированный отбор жидкости с использованием УЭЦН. Оценка эффективно-
сти форсированного отбора жидкости осуществлялась путем сравнения дебитов сква-
жин по жидкости и нефти, а также обводненности продукции за 3 месяца до и через 3
месяца после изменения режима работы. Сопоставлялись характеристики вытесне-
ния до и после форсированного отбора жидкости. Для этого отбор по жидкости из
скважин увеличен от 30 м3/сут до 105 м3/сут, то есть более чем в 3,5 раза. Дебит по
нефти при этом повысился на 11%. Прирост добычи нефти за 3 месяца после измене-
ния режима работы скважин составил 820 м3. По трем скважинам получен прирост
добычи нефти, по остальным девяти скважинам напротив — потери в добыче. Обвод-
ненность по скважинам увеличилась. Снижение эффективности вытеснения может
быть объяснено ускоренным прорывом воды по высокопроницаемым прослоям, выз-
вавшим проявление аномальных свойств нефтей.
Повышение эффективности разработки таких месторождений определяется ком-
плексом мероприятий, регулирующих заводнение, а также новыми методами увели-
чения нефтеотдачи пластов.
На центральном куполе Воядинского месторождения ведется промышленный эк-
сперимент по закачке горячей воды в пласты терригенной толщи нижнего карбона. За-
качка холодной воды, начатая в 1978 году с целью поддержания пластового давления, в
условиях значительной неоднородности коллекторов и высокой вязкости нефти оказа-
лась недостаточно эффективной. К началу 1987 года при отборе 19% нефти от началь-
ных балансовых запасов средняя обводненность продукции достигла 90%. Техноло-
гической схемой термозаводнения предусмотрено уплотнение сетки с 13,9 га/скв.
до 7,6 га/скв. и ввод 18 очагов нагнетания теплоносителя. Для нагрева воды использу-
ется опытный образец блочной водогрейной установки УВ 150/150 производительнос-
тью 3600 м3/сут. горячей воды с температурой 150° С при давлении 15 МПа.
Непрерывная закачка горячей воды начата в середине 1988 года на девяти на-
гнетательных скважинах, образующих первый, четвертый и пятый кусты термоза-
воднения. В 1990 году освоены еще три скважины второго куста. Объемы нагнета-
ния теплоносителя возросли со 125 тыс.м3 в 1988 до 482 тыс.м3 в 1990 году. Одно-
временно объемы нагнетания холодной воды снизились с 710—760 тыс.м3/год до
330—460 тыс. м3/год. На конец 1990 года накопленная закачка воды по объекту со-
ставила 8143,6 тыс.м3, в том числе горячей — 945,7 тыс.м3.
Приемистость скважины по горячей воде в южной, более продуктивной, зоне
объекта изменяется от 100 м3/сут до 400 м3/сут. Температура теплоносителя на забое
изменяется от 50°С до 100°С при максимальной 121,4°С. В пласт поступает от 45% до
65% подаваемого на устье количества тепла. В северной зоне объекта, характеризую-
щейся ухудшенными коллекторскими свойствами пластов, приемистость скважин из-
меняется от 50 м3/сут до 100 м3/сут, температура воды на забое не превышает 50°С, в
пласт поступает соответственно от 15% до 30% подаваемого тепла. Тепловой КПД си-
стемы «установка-пласт» находится в пределах 31—41%. Нагнетание теплоносителя
привело к увеличению добычи нефти и обводненности продукции. Если в 1987 году
добыто 58,7 тыс.т нефти при обводненности продукции 89,2%, то в 1988 — 128,2 тыс.т
при обводненности 82,4% , а в 1989 году — 170 тыс.т при обводненности 83,1%. В кон-
це 1989 года добыча нефти по объекту заметно снизилась при сохранении отборов
жидкости на прежнем уровне. Главная причина — резкое обводнение продукции сква-
жин: за 6 месяцев с 59% до 84% в северной зоне залежи. В 1990 году добыто 129,3 тыс.т
нефти при обводненности 86,7%. Дополнительная добыча нефти за счет термо- и гид-
родинамического воздействия по характеристикам вытеснения по сравнению с базо-
вым режимом 1983—1986 года составила в 1988 — 69,5 тыс.т, в 1989 — 104,8 тыс.т , в
1990 — 78,8 тыс.т . Всего за три года — 263,1 тыс.т [7].
7.10. Интенсификация разработки залежей нефти
в карбонатных коллекторах
Залежи в карбонатных коллекторах являются перспективными объектами неф-
тегазодобычи. В них содержится 18% и 22% общих запасов нефти в Татарстане и Баш-
кортостане.
В залежах первой группы с проницаемостью пористой матрицы свыше 0,10 мкм2
содержится около 30% промышленных запасов нефти карбонатных отложений в ос-
новном в Самарской и Пермской областях Урало-Поволжья. В начальный период за-
качки воды вытеснение пластовых флюидов на залежах первой группы происходит
довольно равномерно. Позднее в пределах обводненной зоны выделяются участки с
резким ростом обводнения и появлением через несколько суток трассирующего ин-
дикатора в близлежащих добывающих скважинах. Залежи нефти башкирского и тур-
нейского ярусов первой группы Самарской, Пермской и Оренбургской областей раз-
бурены и разрабатываются при плотности сетки скважин 17—36 га/скв.
Опыт разработки залежей этой группы в Самарской области свидетельствует о
высокой эффективности внутриконтурного заводнения. И хотя процесс обводнения
карбонатных коллекторов, обладающих более высокой неоднородностью, происхо-
дит несколько сложнее, чем терригенных, показатели их разработки мало отличаются
от показателей по залежам терригенных пород основных продуктивных пластов боб-
риковского горизонта [17].
В Башкортостане к первой группе относятся объекты Знаменского месторождения
(кизеловский горизонт турнейского яруса), Мустафинского (залежь 3), Волковского,
Ташлы-Кульского (залежь 4), Санинского (Дмитриевская и Шейхалинская площади),
Серафимовского (Балтаевская площадь), Петропавловского (2 и 3 залежи), Четырманс-
кого (залежь 1 башкирского яруса), Игровского (верейский горизонт) месторождений.
Плотность сетки скважин на этих объектах колеблется от 13,2 га/скв на Волковс-
ком и залежи VI Ташлы-Кульского месторождения, до 28 га/скв на Балтаевской пло-
щади Серафимовского месторождения. Ожидаемые величины конечной нефтеотдачи
изменяются от 40% до 52% при накопленном водонефтянном факторе 3,7—4,1 м3/т.
Наилучшие результаты достигаются на объектах, где осуществляется внутрикон-
турное заводнение с использованием пластовой высокоминерализованной воды. На-
гнетаемая вода вытесняет нефть из пористой матрицы по второстепенным трещинам
в добывающие скважины. Давление нагнетания на 1,5—3,0 МПа выше бокового гор-
ного. Так, например, в залежи 4 Ташлы-Кульского месторождения до начала закачки
воды пластовое давление от начального 13,7 МПа снизилось до 6—8 МПа. С внедре-
нием внутриконтурного заводнения пластовое давление стало возрастать, в последние
годы практически достигло начального значения и превысило боковое горное на
3,05 МПа. Текущая нефтеотдача в 1993 году достигла 33,4% при обводненности про-
дукции лишь на 40,5%. Плотность сетки скважин — 13,2 га/скв. Аналогичные резуль-
таты получены на залежах нефти башкирского яруса и верейского горизонта Четыр-
мано-Игровской группы месторождений и кизеловского горизонта Саннинского, Зна-
менского, Стахановского, Волковского и Мустафинского месторождений.
Ко второй группе относятся карбонатные коллекторы со средней проницаемос-
тью пористой матрицы от 0,05 мкм2 до 0,10 мкм2. На этих объектах наблюдается ком-
бинированный механизм вытеснения нефти водой, когда гидродинамическое вытес-
нение и капиллярный обмен жидкостями между матрицей и трещинами сопостави-
мы по объему фильтрации [11]. К таким объектам в Пермской, Самарской и Оренбур-
гской областях отнесены залежи нефти турнейского яруса Таныпского, Сосновского,
Ново-Запрудненского, Сорочино-Никольского, Карповского месторождений, башкир-
ского яруса и верейского горизонта Северо-Камского, Полазненского, Ярино-Каме-
ноложского и Батырбаевского месторождений. Темпы отбора нефти по сравнению с
начальными извлекаемыми запасами на этих объектах в 1,3—1,8 раза ниже, чем на
залежах первой группы. Ожидаемая нефтеотдача на 5—10 пунктов ниже, чем у объек-
тов первой группы.
К третьей группе относятся залежи со средней проницаемостью пористой мат-
рицы меньше 0,05 мкм2. К таким залежам относятся карбонатные отложения казанс-
кого яруса Кашновско-Новостепановского месторождения и кунгурского яруса Яб-
лоневского месторождения в Самарской области, эксплуатационные объекты турней-
ского яруса Туймазинского и Арланского месторождений, заволжского горизонта
Копей-Кубовского, Михайловского, Петропавловского, Ардатовского, Татышлинского
месторождений Башкортостана [7]. Эти объекты разбурены редкой сеткой скважин
40—100 га/скв. Текущие коэффициенты нефтеотдачи очень низкие — 1,9—11,8% ба-
лансовых запасов нефти при обводненности продукции 22—74%.
В основных регионально нефтеносных отложениях Татарстана залежи первой и
частично второй групп встречаются значительно реже, чем в Пермской, Самарской и
Оренбургской областях и Башкортостане. В связи с этим перенос опыта разработки
этих залежей на карбонатные отложения Татарстана не всегда оправдан. Опыт дру-
гих регионов может быть использован при выборе местоположения добывающих и
нагнетательных скважин с учетом характера распределения основных и вспомогатель-
ных трещин по площади продуктивного пласта.
Опытно-промышленные и промысловые работы на большинстве залежей нефти
в карбонатных коллекторах показали низкую эффективность или полное отсутствие
Рис. 7. 10.
Структурный срез поля энергии рассеянных волн по кровле турнейских
отложений Ново-Елховского нефтяного месторождения, Акташской площади:
1 - изогипсы кровли турнейских отложений; 2 - зоны высоких значений энергии
рассеянных волн (зоны трещиноватости); 3 - зоны низких значений энергии рассеянных
волн (зоны уплотнения); скважины: 4 - высокодебитные, обводняющиеся в течение! -2
лет; 5 - высокодебитные, стабильно работающие; 6 - низкодебитные, обводняющиеся в
течение 4-5 лет; 7 - низкодебитные, стабильно работающие; 8 - средне- и высокодебит-
ные, стабильно работающие (малообводняющиеся) в течение 10-12 лет.
влияния законтурного заводнения на выработку запасов нефтеносной части. Вторич-
ные изменения коллекторов во многих случаях обуславливают полную изолирован-
ность нефтяной зоны от водоносной области и образование обширных зон с ухудшен-
ными свойствами. В связи с этим закачка воды должна осуществляться во внутри-
контурную часть залежи с учетом характера распределения основных и вспомогатель-
ных трещин в продуктивной части пласта.
В Татарстане для определения направления развития зон трещиноватости по-
род на 15 нефтеносных объектах использован метод сейсмолокации бокового обзора
(СЛБО). Метод разработан в Институте геосистем и на его предприятии «Геоакус-
тик» [122—124]. На основе результатов исследований построены карты разуплотне-
ния (трещиноватости) по кровле турнейских отложений Акташской площади Ново-
Елховского нефтяного месторождения (рис. 7.10), залежи № 301 верейского горизон-
та и залежи № 302 башкирского яруса Татарстана (рис. 7.11 и 7.12). Залежи нефти в
карбонатных коллекторах приурочены к различным стратиграфическим комплексам.
/Г26491
-► Вертикальный разрез по А - А
А 26508 26507
£3 1 О? Ттг"
Рис. 7.11
Схема залежи 301 верейского горизонта: 1 - изопахиты: 2 - трещиноватость
В связи с этим результаты по их заводнению здесь представлены по выделенным объек-
там эксплуатации.
Верейский горизонт. Тип залежей в отложениях этого горизонта пластово-сво-
довый. С учетом трещиноватости метод заводнения испытан на участке залежи №
301 Ромашкинского месторождения. Участок состоит из трех полей с семиточечным
размещением скважин по треугольной сетке 200x200м, 300x300м и 400x400м.
С начала закачки воды определены темпы обводнения продукции по всем сква-
жинам опытного участка и построена карта продвижения воды по площади. Расчеты
показали, что при редкой сетке размещения скважин темпы обводнения опытных по-
лей выше. Оказалось, что направления трещиноватости совпадают с длинной осью
структуры [124].
На Архангельском месторождении рассмотрены три участка, на Шегурчинском
месторождении один участок. Коллекторы насыщены высоковязкой нефтью 35—
50 мПа • с. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,8 до 5,5 м. Средняя про-
ницаемость пород составляет 0,050—0,230 мкм2.
Участки на Архангельском и Шегурчинском месторождениях разбурены по тре-
угольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. В нагнетательные скважины
закачивается сточная и пресная вода. Используется циклическое воздействие на пла-
сты. На Шегурчинском опытном участке производилась закачка ПАВ- неонола.
Запасы нефти вырабатываются неравномерно. На Архангельском месторож-
дении произошел прорыв воды в северо-западном направлении. Ускоренная выра-
ботка с низким коэффициентом нефтеизвлечения в том же направлении происхо-
Рис. 7. 12
Схема залежи 302 Башкирского горизонта: 1 - то же, что и на рис. 7.11;
2 - трещинова-тость по серпуховскому горизонту; 3 - трещиноватость
по башкирскому ярусу
дит на Шегурчинском местождении. В результате внедрения этих технологий пла-
нируются конечные коэффициенты нефтеотдачи на Архангельском месторождении
до 25%, а на Шегурчинском месторождении до 35%. Опытно-промышленные рабо-
ты на залежах, приуроченных к башкирскому ярусу, проводятся на восьми участ-
ках. Коллекторы башкирского яруса на этих участках насыщены нефтью вязкостью,
изменяющейся в среднем от 25 мПа*с на Архангельском месторождении до
79 мПа*с — на Ново-Елховском.
Средняя нефтенасыщенная толщина по объектам изменяется от 6,2 м до 10,7 м.
Участки характеризуются низкими емкостно-фильтрационными характеристиками.
Средние значения проницаемости изменяются в диапазоне 0,077—0,155 мкм2, порис-
тости — 13—14%. Участки разбурены с плотностью сетки от 3,5 га/скв. до 16 га/скв.
Закачка воды производится как в единичные, так и в группы нагнетательных сква-
жин площадной системы заводнения. На Ямашинском месторождении организована
площадная девятиточечная, а на залежи № 302 на участке № 4 семиточечная системы
заводнения. На всех добываюпщх скважинах произведена обработка призабойной зоны
добывающих скважин. Закачка воды осуществлялась циклически. С целью повыше-
ния коэффициента нефтеотдачи произведена закачка инъекций серной кислоты, а на
Архангельском месторождении — соляной кислоты с серной.
Внедрение этих технологий и поддержание их в дальнейшем позволит достичь
по башкирскому ярусу нефтеотдачу от 9% до 40%. Большой разброс в нефтеотдаче
объясняется различием геолого-физических характеристик коллекторов и насыща-
ющих их флюидов, плотности сетки скважин и других параметров технологическо-
го процесса.
Выработка запасов нефти происходит неравномерно. Отмечается ускоренное об-
воднение добывающих скважин, находящихся на северо-западном и юго-восточном
направлениях от нагнетательных скважин. На залежи № 302 на участках № 1 и № 3
серпуховские отложения в протвинском горизонте участвуют совместно с башкирс-
ким ярусом. Вертикальная проницаемость выше, чем горизонтальная.
Роль трещиноватости в выработке запасов карбонатных коллекторов башкирс-
кого яруса при площадных системах заводнения снижается. Применение цикличес-
кого воздействия позволяет снижать обводненность продукции добывающих сква-
жин. Обычно зоны с пониженным коэффициентом нефтеизвлечения связаны с зона-
ми низкой пористости.
Турнейский ярус. Коллекторы турнейского яруса на опытных участках насыще-
ны высоковязкой нефтью от 12 мПа*с на Бавлинском месторождении до 46 мПа*с —
на Ивашкино-Мало-Сульчинском. Средняя нефтенасыщенная толщина на опытных
участках турнейского яруса изменяется от 8,7 м на Бавлинском месторождении до
24,8 м — на Ивашкино-Мало-Сульчинском. Коллекторы имеют низкую пористость.
Средняя пористость по объектам изменяется в пределах 10,3—15,0%. Проницаемость
изменяется в диапазоне 0,0035—0,263 мкм2.
Опытные участки разбурены с различным расстоянием между скважинами. Плот-
ность сетки скважин изменяется от 1,3 га/скв. на Тавельском месторождении до 16
га/скв. — на Беркет-Ключевском. Участки разрабатываются как на естественном ре-
жиме, так и при заводнении. На начальной стадии эксплуатация всех участков велась
на естественном режиме, а затем освоены скважины под закачку воды. В настоящее
время на естественном режиме эксплуатируются два участка на Бавлинском и Ерсу-
байкинском месторождениях. Эксплуатация скважин ведется после обработки при-
забойной зоны скважины соляной кислотой. На многих участках с целью повышения
нефтеотдачи произведена закачка тампонирующих материалов: глин и алюмохлори-
дов. В нагнетательные скважины закачивается пресная и сточная вода. На скважине
6707 Ново-Елховского месторождения производится закачка сточной воды с высо-
ким содержанием двух- и трехвалентного железа. Внедрение этих технологий позво-
ляет достичь коэффициентов нефтеотдачи от 6% на Бавлинском месторождении в
районе скважины 831 до 47% — на Северо-Тавельском участках Тавельского и в райо-
не скважины 859 Бавлинского месторождений.
Большой разброс проектируемых значений коэффициентов нефтеотдачи обус-
ловлен различием в геологическом строении, а также разнообразием технологий раз-
работки участков.
По пластам турнейского яруса Бавлинского и Ерсубайкинского месторождений
со сравнительно хорошими коллекторскими характеристиками, с высокой плотнос-
тью сетки (3,8 га/скв., 200x200м, треугольная) даже при эксплуатации их на естествен-
ном режиме возможно достижение нефтеотдачи до 22—28% . Переход на разработку
залежей при заводнении позволяет повысить нефтеотдачу на абсолютных 3—19%.
Важное значение имеет характер вскрытия карбонатных пластов. Так, на Бавлинском
месторождении, в районе скв. 2715, при вскрытии с ОРВ отбор нефти за тот же срок
выше, чем при вскрытии пластов кумулятивной перфорацией.
Вытеснение нефти из карбонатных коллекторов турнейского яруса на естествен-
ном режиме и путем вытеснения водой имеют свои особенности. Исследования тем-
пов нарастания обводненности продукции по скважинам показывают, что на естествен-
ном режиме происходит подъем ВНК на отдельных участках и продвижение воды
языками по пласту. На этих участках закачка воды осуществляется как в одиночные
скважины, так и в ряд до пяти. Вытеснение нефти происходит неравномерно. Отмеча-
ется ускоренное обводнение залежи в определенных направлениях. На отдельных
участках происходит прорыв закачиваемой воды. На эффективность заводнения кар-
бонатных коллекторов турнейского яруса влияют посттурнейские размывы.
Наибольшая нефтеотдача наблюдается вдоль врезов, например, на Ивашкино-
Мало-Сульчинском и Ямашинском месторождениях. На Беркет-Ключевском место-
рождении при заводнении ускоренное обводнение добывающих скважин наблюдает-
ся в северо-западном и юго-восточном направлениях. При ускоренном обводнении
скважин нефтеотдача оказывается низкой.
Прорывы воды происходят на участках с малой пористостью, например, на Се-
веро-Тавельском участке и в районе скв. 1222.
В зонах с малой пористостью не происходит капиллярная пропитка матриц кар-
бонатного коллектора. Прорывы вытесняющего агента происходят при пластовом дав-
лении 8—9 МПа. Закачка железосодержащей воды на опытном участке Ново-Елховс-
кого месторождения позволила повысить нефтеотдачу на 2,6 пункта. Эффективность
технологий с закачкой инъекций серной и соляной кислот при пластовых давлениях
8—9 МПа в промысловых условиях низка.
Однако на Бавлинском месторождении достигнуто существенное повышение ко-
эффициента нефтеотдачи на участке в районе скв. 859 при снижении пластового давле-
ния до 3—4 МПа путем закачки соляной кислоты в объеме 500 тонн. Результаты приме-
нения термических и микробиологических методов воздействия на продуктивные пла-
сты и, в частности на призабойную зону скважин, далее рассмотрены более подробно.
7.11. Технология разработки нефтяных месторождений
горизонтальными скважинами
Одним из прогрессивных гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи
нефтяных залежей, особенно в карбонатных коллекторах, является технология раз-
работки с применением горизонтальных скважин. Дебиты горизонтальных скважин
по сравнению с вертикальными повышаются в два-десять раз, а нефтеотдача пластов
при разработке системой горизонтальных скважин в 1,3—1,5 раза. Это объясняется
существенным увеличением поверхности дренирования и ростом охвата пласта вы-
теснением при меньших энергетических затратах и депрессиях на пласт. Разбурива-
ние залежей системой горизонтальных скважин имеет и экологические преимуще-
ства, так как существенно сокращается число объектов-загрязнителей природной сре-
ды. Если же за коэффициент вскрытия пласта принять отношение суммы интервалов
вскрытия пласта к длине ствола скважины, то при вертикальном бурении величина
этого коэффициента составляет 0,01—0,02, а при горизонтальном 0,5—0,8. Выше на
несколько порядков.
Эффективное применение горизонтальных скважин возможно при разработке
залежей в низкопроницаемых и неоднородных пластах, с развитой системой верти-
кальных трещин, не имеющих газовых шапок и со слабой сообщаемостью нефтеносной
зоны с законтурной водоносной частью пласта [7]. До настоящего времени бурение
горизонтальных скважин считалось оправданным на залежах с толщиной 10—15 м и
выше. В последние годы горизонтальное бурение успешно применяется на объектах с
толщиной в два раза меньше [146].
Устойчивость стенок горизонтальных скважин ниже. В связи с этим при крепле-
нии скважин следует учитывать физико-механические свойства горных пород, слага-
ющих продуктивный пласт, а также покрывающих отложений. При больших давле-
ниях пластичные породы выпучиваются. Это обуславливает нарушение целостности
обсадной колонны или ствола в необсаженных скважинах. Подобные явления наблю-
даются в пластах глин, каменной соли и др.
Горизонтальные скважины применяют в нефтенасыщенных пластах, где отсут-
ствуют аномально высокие давления. При вскрытии пластов с высоким пластовым
давлением выброс жидкости из горизонтального ствола проявляется чаще, чем в сква-
жинах с вертикальным стволом. На залежах с аномально низким пластовым давлени-
ем вскрытие пластов сопровождается поглощением больших объемов жидкости.
Огромная поверхность фильтрации налагает повышенные требования к реоло-
гическим и фильтрационным свойствам буровых растворов. В связи с этим при воз-
действии на пласт через горизонтальные скважины необходимо учитывать необыч-
ный характер работы продуктивного пласта. С учетом указанных выше критериев
приняты следующие основные системы разработки залежей с использованием гори-
зонтальных скважин:
— параллельно-линейная система, когда ряды добывающих и нагнета- тельных сква-
жин располагаются параллельно с чередованием через определенное расчетное
расстояние между рядами. Эта модель рекомендуется для линзовидных залежей
и залежей с антиклинальной вытянутой структурой;
— блочно-линейная система с применением принципов параллельно-линейной си-
стемы и образованием блоков разработки. Эта система может успешно сочетать
преимущества вертикальных и горизонтальных скважин. Она рекомендуется для
месторождений массивного типа или пластовых залежей достаточно большой
толщины;
— лучевая и радиально-лучевая система. Лучевая система эффективна для массив-
ных залежей неправильной формы. Она может выгодно сочетать преимущества
горизонтальных скважин с кустовым методом;
— радиально-лучевая или многозабойная система рекомендуется для крупных,
массивных залежей;
— система наклонных, «почти горизонтальных» параллельных для эффективной
выработки запасов из залежей с достаточно большим этажом нефтеносности,
представленных чередованием тонкослоистых пластов и плотными разделами
между ними, как, например, отложения среднего карбона в Башкортостане;
— система горизонтальных скважин для рукавообразных залежей. Система приме-
няется в случае разбуривания залежи в поперечном направлении к длинной оси
с целью доразведки и определения границ.
На основе результатов теоретических исследований и опытно-промышленных
работ в Татарстане рекомендованы пять способов разработки нефтяных месторожде-
ний с использованием горизонтальных скважин [145]:
— нагнетательные скважины размещаются вдоль линий выклинивания. В непос-
редственной близости от них и параллельно линиям выклинивания располага-
ются горизонтальные стволы добывающих скважин. В нагнетательные скважи-
ны закачивают вытесняющий агент, а затем реагент, причем реагент закачивают
после повышения пластового давления в этих скважинах на 5—10% выше на-
чальной величины;
— горизонтальные части стволов скважин размещают в пластах эксплуатационно-
го объекта по траекториям, соединяющим точки вписанных друг в друга сеток.
Количество сеток равно количеству эксплуатируемых пластов. Начало горизон-
тальной части стволов скважин в рядах, примыкающих к рядам нагнетательных
скважин, располагают на расстоянии от источника заводнения, превышающем
расстояние концов стволов. После прорыва воды такие участки ствола скважин
отключают путем последовательной закачки расчетных объемов полимерного ра-
створа и закупоривающего материала;
— солянокислотные обработки с целью создания каверн-накопителей в горизон-
тальных участках стволов скважин стягивающего ряда, в дальнейшем - каверн-
накопителей последовательно в середине и в начале ствола, а затем между сосед-
ними. После снижения дебита до предыдущей первоначальной величины созда-
ют новую каверну-накопитель. В результате создается равномерная сетка обра-
ботанных участков, способствующая выравниванию фронта вытеснения и уве-
личению нефтеотдачи пласта;
— стволы горизонтальных скважин в продуктивном пласте с неоднородными кол-
лекторами располагают так, чтобы расстояние от источника заводнения до гори-
зонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам
нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пласта;
— первоначально многопластовые объекты с неоднородными коллекторами разбу-
ривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно
проектной сетке. В дальнейшем бурят добывающие скважины с горизонтальны-
ми стволами по каждому пласту. Причем начало и конец горизонтального ствола
размещают на одинаковом расстоянии от источника закачки вытесняющего аген-
та, а длина ствола добывающих скважин стягивающего ряда должна быть не бо-
лее 70% расстояния между вертикальными скважинами проектной сетки.
К началу 1995 года выполнено 40 проектных документов по разработке месторож-
дений Татарстана с использованием горизонтальных скважин. В соответствии с этими
документами предстоит пробурить более 1000 горизонтальных скважин, то есть около
40% общего количества проектных скважин на намеченных объектах. К 1995 году про-
бурено 75 скважин с горизонтальным стволом. Средний текущий дебит скважин по не-
фти составил 4,5 т/сут. Это в 2,4 раза выше продуктивности размещенных вблизи вер-
тикальных скважин.
В Башкортостане составлено 14 технологических схем опытно-промышленной
разработки залежей с использованием горизонтальных скважин. Эти залежи нефти
распределены в карбонатных отложениях верхнего, среднего и нижнего карбона, вер-
хнего девона, а также в терригенных отложениях нижнего карбона и девона. Предус-
мотрены и другие методы повышения нефтеотдачи и интенсификации отбора про-
дукции. Предполагается высокая эффективность разработки залежей с применением
горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными: дебит нефти выше в 4—5
раз, а нефтеотдача — на 5—10%.
С 1987 по 1994 год на различных месторождениях Башкортостана пробурено
37 скважин с горизонтальным стволом. Применение системы разработки залежей го-
ризонтальными скважинами на восьми месторождениях и объектах дало обнадежи-
вающие результаты. За этот период в действии находилось 29 скважин. Годовая добыча
нефти из них возросла с 1,5 тыс.т в 1991 году до 57.5 тыс.т в 1994 году. Средний дебит
нефти в 1994 году составил 6,4 т/сут, жидкости — 8,8 т/сут, обводненность — 29,6%,
накопленная добыча — 116,0 тыс.т. По шести скважинам турнейской залежи Татыш-
линского месторождения средний дебит нефти оказался равным 10,8 т/сут, то есть в
четыре раза выше, чем по вертикальным скважинам.
Для обоснования схем размещения горизонтальных скважин в водонефтяных зо-
нах терригенных пластов Башкортостана проводилось математическое моделирование
процесса разработки Арланского месторождения. Выявлена зависимость технологичес-
ких показателей разработки горизонтальной скважиной пласта с водонефтяной зоной
от таких факторов, как анизотропия, депрессия, соотношение толщин, неоднородность
пласта по проницаемости. Подтверждено, что условия конусообразования подошвен-
ной водой в горизонтальной скважине ухудшаются по сравнению с вертикальными сква-
жинами, особенно при высокой проницаемости пород по горизонтали.
Размещение горизонтальных скважин в водонефтяной зоне проблематично. Ос-
новная сложность в том, что после длительной ее эксплуатации вертикальными
скважинами с совместной перфорацией нескольких пластов трудно определить ос-
таточные запасы нефти и толщину нефтенасщенного коллектора. Методически это
решалось путем разделения добычи нефти и воды по пластам на основе анализа ре-
жима эксплуатации и результатов исследования скважин. При разделении добычи
флюидов учитывались различия в плотностях попутно добываемой воды и пласто-
вых давлений в связи с разработкой пласта C-VI Арланского месторождения без за-
качки воды в пласт, то есть на естественном режиме. Пласты верхней пачки С-I, С-П,
С-Ш разрабатывались внутриконтурной закачкой воды. Изучалось изменение плас-
тового давления и перемещение ВНК в процессе разработки участков.
Эксплуатация горизонтальной скв. 8770 на участке пласта C-VI с водонефтяной
зоной на Вятской площади Арланского месторождения оказалась успешной. Но по-
тенциальные возможности горизонтальной добывающей скважины по ряду техноло-
гических и технических причин используются недостаточно полно. На таких скважи-
нах мало проводится промыслово-геофизических исследований, не отработана тех-
нология их освоения.
Для повышения достоверности результатов определения притока жидкости на
горизонтальном участке скважин предлагается дополнить комплекс аппаратуры «На-
пор» еще двумя датчиками - плотностномером и влагомером. Изучение профиля при-
тока следует вести в процессе постоянной откачки жидкости, а измерения термодеби-
томером СТИ проводить в комплексе с измерениями турбинным расходомером.
В горизонтальных скважинах с незацементированным заколонным простран-
ством трудно получить надежную информацию об отдаче каждого интервала перфо-
рированного фильтра. Для проведения замеров расхода должна быть использована
конструкция фильтра с изоляцией интервалов в заколонном пространстве.
В некоторых случаях оказалось наиболее эффективным создание систем «почти
горизонтальных» скважин, то есть имеющих малый угол наклона к горизонту. Это
обеспечивает большую протяженность горизонтальной части ствола скважины. Дос-
тижение наиболее полного охвата продуктивного пласта возможно в случае волнооб-
разного трех- и четырехкратного прохождения нефтенасыщенных прослоев гори-
зонтальными участками стволов скважин. Во всех случаях горизонтальные скважи-
ны могут быть выполнены разветвленно-горизонтальными, многозабойными и мно-
гоярусными. Такие варианты необходимо сочетать с имеющейся или проектируе-
мой системой вертикальных и наклонно направленных скважин, соблюдая принцип
избирательного их заканчивания. Важным условием является рациональное кусто-
вание устьев с тем, чтобы решать экологические задачи: не допускать нарушения ко-
лонн ранее пробуренных разведочных и других скважин, обеспечивать сохранность
полей, лесов, заповедников, пресноводного комплекса и вести разработку месторож-
дений, залегающих под реками, озерами и городами.
Варианты разработки залежей горизонтальными скважинами должны быть рас-
смотрены в технологических схемах и проектах. При составлении документации сле-
дует предусматривать бурение не только отдельных горизонтальных скважин, но и
систему их с рациональным размещением со вписанием их в существующую сетку
вертикальных скважин.
7.12. Технология разработки нефтяных залежей
в мощных терригенных отложениях
Технология предлагается для повышения эффективности разработки нефтяных
залежей в мощных терригенных отложениях с высокой гидродинамической сообща-
емостью. Она приемлема. Такая технология благоприятна на небольших залежах, когда
невозможно разместить нагнетательные скважины с созданием ячейки заводнения,
так как повышение дебита горизонтальных скважин обеспечивается за счет прибли-
жения фронта нагнетания к зоне отбора.
Сущность технологии заключается в том, что вертикальные и горизонтальные
стволы совмещаются в одной скважине. Причем в начале бурят вертикальный ствол
со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. При благоприят-
ной характеристики геологического строения продуктивного пласта в той же сква-
жине бурят горизонтальные стволы в нефтенасыщенной части. Затем осуществляют
циклическую закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть вертикального
ствола (рис. 7.13) [150].
Реализация технологии производится в следующей последовательности: место-
рождение, представленное нефтенасыщенными и водонасыщенными пластами боль-
шой толщины имеющими между собой гидродинамическую связь, разбуривают сква-
жинами с вертикальными стволами. При проводке вертикального ствола предусмат-
ривают, что в последующем в этой скважине возможна зарезка и проходка бурением
горизонтального ствола. Бурением вертикального ствола вскрывают нефтенасыщенную
и водонасыщенную части пласта. Водоносную часть вскрывают до плотного глинистого
раздела большой толщины и протяженности, который может служить водоупором.
В процессе бурения осуществляют изучение геологического строения залежи.
Отбирают керн, проводят промыслово-геофизические исследования. Отбивают кров-
лю и подошву пласта, строят стратиграфический разрез. Определяют вертикальную
проницаемость. Выявляют наличие глинистых и плотных разделов. Строят струк-
турные карты и карты распространения коллекторов. Исследуют водонасыщенную
часть коллектора и его связь с нефтенасыщенной частью.
Благоприятной характеристикой геологического строения являются парамет-
ры пласта, соответствующие критериям применимости бурения горизонтальных ство-
лов по толщине пласта, трещиноватости, нефтенасыщенности, проницаемости и по
запасам на одну скважину.
Профиль и направление проводки горизонтального ствола выбирают по резуль-
татам исследований. Для более эффективного использования горизонтального ство-
ла его проводку ведут с учетом особенностей геологического строения залежи. Для
Глава 7
предотвращения преждевременного обводнения подошвенной водой горизонтальный
ствол прискважинной части проводят над кровлей глинистого прослоя.
После бурения вертикального и горизонтального стволов их обсаживают техни-
ческой колонной. Водонасыщенную часть пласта в вертикальном стволе вскрывают
перфорацией. На начальной стадии эксплуатации месторождения перфорацией вскры-
вают хвостовую часть горизонтального ствола. Длина вскрытия зависит от геолого-
физической характеристики пласта. Чем больше его горизонтальная проницаемость
по сравнению с вертикальной, тем меньше длина вскрытия. При значительной тре-
щиноватости коллектора в прискваженной зоне интервал перфорации должен быть
удален от зоны закачки. Последнее снижает вероятность прорыва воды в горизон-
тальный ствол скважины. Так как зона отбора приближена к зоне нагнетания, то в
условиях неоднородного пласта вероятность прорыва вытесняющего агента возрас-
тает. Для равномерного вытеснения нефти закачка вытесняющего агента и отбор про-
дукции осуществляется в циклическом режиме.
После перфорации скважину пускают под отбор продукции. На время отбора
вертикальный ствол перекрывают. Перекрытие ствола производится спуском колон-
ны насосно-компрессорных труб с пакером, отсекателями или клапанами. На рис. 7.13
показана схема перекрытия стволов спуском колонны насосно-компрессорных труб с
пакером. Во время отбора нефти производится замер дебита и обводненности про-
дукции скважины. Исследуется профиль отдачи горизонтального ствола и определя-
ется пластовое и забойное давление в скважине.
В связи с тем, что скважина с горизонтальным стволом является дорогой по сто-
имости, то для возмещения затрат на ее строительство требуются более высокие де-
биты. Поэтому перевод ее под закачку производится сразу после ввода в эксплуата-
цию. После определения технологических режимов работы скважины она пускается
под закачку воды (рис. 7.13а), для чего насосно-компрессорные трубы пакеруются в
вертикальном стволе. Горизонтальный ствол соединяют с затрубным пространством
скважины, в которой производят замеры давления. При отборе продукции на опреде-
ленном режиме закачку компенсируют отбором жидкости в пластовых условиях, то
есть объем закачки воды равен отбору нефти и воды в пластовых условиях, помно-
женному на коэффициент оттока воды в законтурную область. Резкое повышение зат-
рубного давления в процессе закачки воды является сигналом прорыва воды в гори-
зонтальный ствол. В этом случае закачку приостанавливают. После прекращения за-
качки воды давление в пласте перераспределяется. Фронт вытеснения нефти водой
становится более равномерным. Циклическая закачка воды благоприятно сказывает-
ся на выравнивании фронта вытеснения за счет проявления гравитационных и ка-
пиллярных сил.
Для выравнивания фронта вытеснения и повышения нефтеизвлечения приме-
нимы способы, используемые при обычном заводнении, например, полимерное за-
воднение. Для выработки запасов месторождения с большой площадью нефтеноснос-
ти возможно бурение многозабойных скважин с различным азимутальным направле-
нием горизонтальных стволов.
После бурения вертикального ствола и промысловых исследований скважины
определяют толщину нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта. В разрезе
пласта определяют глинистые перемычки, которые не могут служить экраном для
подъема водонефтяного контакта. На основании проведенных исследований бурят
горизонтальный ствол в верхней части пласта с коридором проводки: кровля плас-
та — 7 метров. Для предотвращения преждевременного прорыва воды вскрывают
перфорацией подошвенную часть водоносного пласта. После закрепления обсадной
колонны горизонтального ствола перфорацией вскрывается призабойная часть оп-
ределенной длины исходя из соотношения вертикальной и горизонтальной прони-
цаемостей. Затем осваивают скважину под отбор продукции.
После опробования нефтяного пласта через горизонтальный ствол скважина мо-
жет быть переоборудована под закачку вытесняющего агента. Производят закачку воды
в течение 10 суток с давлением закачки 8 МПа. Затем скважину останавливают на
перераспределение пластового давления по пласту. Время простоя и закачки рассчи-
тывается в зависимости от пьезопроводности коллектора при условии равномерного
перераспределения давления. В это время скважина может быть переоборудована под
отбор продукции (рис. 7.136).
В случае, когда подъем водонефтяного контакта происходит равномерно, возмо-
жен вариант постоянного отбора и закачки воды с использованием оборудования и
одновременно-раздельной закачки и отбора продукции. Благодаря увеличению про-
должительности отбора продукции темпы разработки месторождения возрастают.
Анализ показывает, что с увеличением перепада давления между зонами нагне-
тания и отбора с уменьшением длины участка скорость движения фронта вытеснения
между ними возрастает, и приближение фронта нагнетания к зоне отбора приводит к
росту дебита скважины.
Затем циклы закачки и отбора продукции повторяются. Продолжительность цик-
ла определяется эмпирическим путем по результатам эксплуатации скважины. При
аномальном росте продолжительность цикла закачки снижают, а время простоя уве-
личивают.
8. Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
На месторождениях Татарстана свыше 400 млн.т запасов охвачено третичными
методами увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов. На залежах внедряется или ис-
пытывается около 30 технологий повышения нефтеотдачи пластов - все известные в
отечественной и зарубежной практике. За счет них добыто около 18 млн. т нефти [8].
Объем внедрения МУН и их эффективность показаны на рис. 7.1.
На основе опыта использования третичных МУН доказано, что в условиях Та-
тарстана наиболее эффективными и экологически безопасными являются такие, как
полимерное заводнение, закачка эфиров целлюлозы и полимерно-дисперсных сис-
тем, а также чередующаяся закачка нефти и воды. Кроме того, в широких масштабах
используется алкилированная серная кислота (АСК), являющаяся отходом нефтепе-
реработки. Тепловые методы для залежей высоковязких нефтей перспективны при
условии решения ряда технических и экологических проблем. Они более перспек-
тивны для залежей природных битумов.
Аналогичные разнообразные третичные методы воздействия на залежи осуще-
ствляются на месторождениях Башкортостана [5,7].
Закачка водных растворов поверхностно-активных веществ, полиакриламидов
велась на Арланском месторождении; углекислоты — на Сергеевском; закачка горя-
чей воды — на Воядинском; внутрипластовое влажное горение — на Арланском; за-
качка диоксида углерода, биополимера самусан без добавок, аэрированной воды и
солей для активации пластовой микрофлоры — на Сергеевском месторождении.
•После проведения лабораторных и опытно-промышленных работ началось вне-
дрение высокоэффективных технологий по закачке в пласт осадкообразующих сили-
катно-щелочного, алюмохлоридного, аммиачного и аммиачно-полимерного раство-
ров, биореагента и полимера с жидким стеклом и с глинистой суспензией.
Результаты и перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи
в различных геолого-физических условиях месторождений Татарстана и Башкортос-
тана приведены ниже.
8.1. Физико-химические методы воздействия на залежь
Все физико-химические методы воздействия применяются на месторождениях
Татарстана при заводнении и направлены на решение следующих задач:
— улучшение охвата пластов вытеснением расчлененных и неоднородных кол-
лекторов;
— улучшение вытесняющих свойств воды для обеспечения полноты выработки ос-
таточной нефти заводненных зон;
— изменение свойств коллектора;
— сокращение отбора попутной воды.
Эти методы при существующей технологии разработки и степени обводненнос-
ти продукции являются одними из наиболее важных.
При оценке технологической эффективности опытно-промышленных работ ис-
пользованы два подхода:
- сравнение показателей разработки опытных участков при использовании мето-
да повышения нефтеотдачи и контрольных участков с обычным заводнением;
— использование интегральных характеристик вытеснения.
В первом случае взяты такие выборки контрольных участков, которые наибо-
лее полно соответствуют анализируемым опытным участкам по геолого-физической
характеристике вскрытых пластов, по сетке размещения скважин и системе разра-
ботки, темпам отбора жидкости и закачки воды.
Такой подход был успешным, когда метод применялся с самого начала ввода сква-
жин под закачку воды.
В случаях же, когда метод применялся в процессе заводнения пластов, то есть
был достаточно продолжительный период разработки участка на режиме обычного
заводнения, использовались интегральные характеристики вытеснения. Из множе-
ства зависимостей брали те, которые наиболее достоверно описывали процесс разра-
ботки участка до начала применения метода. Затем по выявленной зависимости экст-
раполировали процесс дальнейшей разработки и путем сравнения расчетных и фак-
тических показателей определяли дополнительную добычу нефти.
Полимерное заводнение применяется для регулирования отношения подвиж-
ностей нефтяной и вытесняющей фаз, повышения охвата пласта воздействием и со-
здания благоприятных физико-химических условий для увеличения коэффициента
вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, ко-
торая значительно слабее, чем в случае с ПАВ.
Основным свойством полимеров является способность загущать водные раство-
ры. С учетом этого при выборе технологии и прогнозе эффективности применения
полимерного заводнения учитывается анизотропия пласта по проницаемости, слоис-
тая и площадная неоднородность коллектора, соотношение вязкостей нефти и воды,
действие капиллярных и гравитационных сил [111].
Полимерное заводнение успешно применяется в терригенных и карбонатных кол-
лекторах с проницаемостью 0,1—1,0 мкм2, с вязкостью нефти 3—100 мПа*с и нефте-
насыщенностью более 50%, когда в закачиваемой воде ограниченно содержание ионов
Са и Mg, при температуре пласта не выше 70° С.
Для каждого конкретного объекта необходимо подобрать оптимальный тип по-
лимера и следует изучить реологические и фильтрационные свойства раствора. Ра-
створы полимера имеют высокую вязкость при сравнительно низких концентрациях.
Проблема создания высокоэффективного отечественного полимера пока еще пол-
ностью не решена. В настоящее время полимерное заводнение осуществляется в со-
трудничестве с зарубежными фирмами на базе СП Татольпетро, созданного АО «Тат-
нефть» совместно с крупнейшей французской фирмой «Татоль»; «Татнефтеотдача» и
РМНТК «Нефтеотдача».
Дальнейшее развитие полимерного заводнения на поздней стадии разработки
залежей направлено на применение сшитых полимерных систем с образованием геля
в результате химических реакций или физических превращений при изменении тем-
пературы и солевого состава [110,111].
Анализ эффективности закачки водного раствора полимера на Ромашкинском
месторождении приведен в работе [8]. После закачки 300 м3 однопроцентного раство-
ра в скв. 14092 дополнительно добыто 5 тыс.т нефти из участка, обводненного на дату
закачки на 40—47%.
Для скважин с обводненностью продукции до 80—90% в НПО «Союзнефтеп-
ромхим» разработан МУН с применением полимерно-дисперсных систем (ПДС), ме-
ханизм действия которого основан на повышении фильтрационных сопротивлений в
промытых зонах пласта путем закачки в пласт слабоконцентрированного раствора по-
лимера и глинистой суспензии.
Сшитые полимерные системы с повышенным содержанием сшивателя, облада-
ющие малым временем гелеобразования, высокой вязкостью и низкой подвижностью
Опытный участок Абдрахмановской площади по закачке оторочки сшитой
полимерной системы
О 14104
323Д ° 9125
23570
о 23571
О
о
13831
14103 О
322 .
О /
16832 /
о 13828
о 18959
9061
• 13804
• 9124
О
О х
728д
• 727
О 13807
• 321
О
3347
О
13962
14099
3348
3201
13808
О
О
9061д
Г о 1
14088
О 9060д
9060
14089
О
® 726
9122д^ '
О
9046
о
818
23563
О
14013
9122
14090
23526 О
О
О -4
-5
-6
О
О
е -1
Л
Рис. 8.1
1 - скважина с перфорацией пласта 63; 2 - скважина, в которой перфорированы
пласты бз и в; 3 - скважина, в которой перфорированы пласты 62 и 63; 4 - скважина,
в которой перфорированы пласты 62, 63 и в; 5 - нагнетательная скважина; 6 -
границы участка
в пористой среде, значительным начальным градиентом сдвига и ярко выраженны-
ми вязкоупругими свойствами, названы вязкоупругими составами (ВУС).
В неоднородных пластах, насыщенных нефтью малой и средней вязкости и име-
ющих прослои или водопроводящие зоны высокой проницаемости и даже трещины,
со слабой гидродинамической сообщаемостью между отдельными нефтенасыщен-
ными пропластками, эффективна технология ВУС с последующей закачкой раство-
ра полимера или сшитых полимерных систем. В последние годы разработаны раз-
личные варианты технологий с их применением. Каждая имеет свою наиболее эф-
фективную область применения и охватывает терригенные и карбонатные пласты,
находящиеся в различных стадиях разработки.
С целью изучения возможности применения сшитых полимерных систем для
увеличения нефтеотдачи заводненных пластов в девонских отложениях ведутся
опытно-промышленные работы на Абдрахмановской площади (рис. 8.1).
Текущая удельная эффективность за 1,5 года опытно-промышленных работ со-
ставила 455 тонн нефти на одну тонну полимера, а обводненность продукции сни-
зилась с 96,2 до 94,8%.
На залежи №31 бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения в
результате закачки 70 тонн полиакриламида с концентрацией 0,15—0,10—0,5%,
Рис. 8.2
Опытный участок полимерного заводнения залежи №31.
технологическая эффективность за 26 месяцев в 1985 1986 годах составила 774 тонн
на 1 тонну реагента (рис.8.2).
В Башкортостане промышленный эксперимент по закачке воды, загущенной по-
лиакриамидом (ПАА), а также его композициями, осуществляется с 1975 года на Ново-
Хазинском опытном участке [2].
Опытный участок представляет собой прямоугольник, почти квадрат, в углах ко-
торого расположены нагнетательные скважины. В пределах опытного участка разме-
щено 11 добывающих скважин, пробуренных по сетке 300x400 м. (рис. 8.3). Объектом
эксперимента является пласт С-П тульского горизонта.
Динамика текущих показателей разработки опытного поля I сопоставлялась с ди-
намикой показателей контрольных полей II и III. Контрольные поля, западное и вос-
точное, выделены по тому же гидродинамическому принципу, что и опытное (рис. 8.3).
Концентрация ПАА в воде за весь период закачки колебалась в довольно широ-
ких пределах. Осредненные значения составили 0,01—0,05% до 1979 года, 0,03% — на
протяжении 1979 года и 0,06% с 1980 по 1982 год.
Результаты применения ПАА свидетельствуют о положительном влиянии метода
на динамику водонефтяного фактора и о повышении нефтеотдачи на 2—4% (рис. 8.4) [2].
На основе опытно-промышленного эксперимента полимерного заводнения на
Ново-Хазинской площади сформулирован ряд выводов.
Во-первых, следовало уточнить гидродинамические границы опытного участка,
так как не исключалась возможность перетока нефти в опытное поле с западного
- добывающие скважины;
- нагнетательные скважины;
— - границы участков;
— - нач. внешний контур
нефтеносности пл. С-П;
нач. внутренний контур
нефтеносности пл. С-П;
- опытный участок;
III - контрольные поля
Рис. 8.3.
Схема опытного и контрольных полей при заводнении с ПАА
Т]— нефтеотдача; V - объем добытой жидкости; Vnop - объем пор;
1 - опытное поле; 2 - западное контрольное поле; 3 - восточное контрольное поле.
Рис. 8.4.
Зависимость нефтеотдачи от объема отобранной жидкости (по Е. В. Лозину)
контрольного участка через северную границу поля. Во-вторых, необходимо было вы-
яснить эффективность применения полимеров с различными физико-химическими
свойствами.
При проведении эксперимента на Ново-Хазинском участке использованы им-
портные полимеры CS-6, CS-30, РДА10—20, Пушер-500, отечественный гелеобраз-
ный 6—8-процентный раствор полиакриламида. В БашНИПИнефть изучены физи-
ко-химические свойства и реологические характеристики, исследована механическая
и химическая деструкция полимеров.
Импортные полимеры обладают высокими фильтрационными характеристиками,
но молекулы их в значительной степени подвергаются деструкции в пористой среде.
В АНК «Башнефть» испытан гранулированный продукт ПААС производства Ле-
нинск-Кузнецкого завода, содержащий 50% основного вещества. Фильтрационные ха-
рактеристики его уступают зарубежным, он значительно менее технологичен, но и в
меньшей степени подвержен деструкции.
В БашНИПИнефть проведены лабораторные исследования полимера типа Флу-
чан, синтезированного в институте химии УНЦ РАН с целью применения для повы-
шения нефтеотдачи пластов. Оказалось, что полимеры Флучан-3 и Флучан-4 имеют
высокую чувствительность к двухвалентным катионам солей, подвержены быстрому
старению, плохо растворимы в пресных и сточных водах. Кроме того, растворы поли-
мера Флучан даже при высоких (до 1%) концентрациях не отвечают требованиям с
точки зрения реологических свойств для эффективного осуществления процесса вы-
теснения нефти.
Не отвечает этим требованиям и полимер ПКБ-1. Полимер синтезирован и ис-
пытан в лабораторных условиях в БашНИПИнефть. Существенные недостатки име-
ет и биополимер У-2, синтезированный в Северо-Кавказском филиале ВНИИсин-
тезбелок из-за плохой растворимости в дистиллированной, пресной и минерализо-
ванной воде.
В НПО «Союзнефтеотдача» впервые разработан технологический процесс уве-
личения нефтеотдачи с использованием биополимера симусан.
Технология предусматривает закачку в пласт биополимера симусан с целью уве-
личения охвата пласта заводнением путем снижения проводимости высокопроница-
емых каналов.
Первая обработка пласта биополимером симусан осуществлена в 1987 году в на-
гнетательной скв. 581 Юсуповской площади Арланского месторождения. С помощью
агрегата ЦА-320 закачано 3,5 тонны симусана.
По результатам исследований скважины прибором РГД до и после обработки
отмечено выравнивание профиля приемистости. По окружающим скважинам перво-
го ряда дополнительная добыча нефти составила 350 т [7]. Работы по испытанию био-
полимера продолжаются.
В 1988 году в НПО «Союзнефтеотдача» разработана технология применения но-
вых синтетических водорастворимых поликатионитов ВПК-402 для повышения неф-
теотдачи пластов. Реагент обладает повышенной стойкостью к биологической, меха-
нической и окислительной деструкции.
Оценка технологической эффективности полимера ВПК-402 для повышения неф-
теотдачи произведена на опытном участке Юсуповской площади НГДУ «Чекмагуш-
нефть». В четырех добывающих скважинах первого ряда при обводненности добывае-
мой жидкости более 95% за период с марта по август 1990 года дополнительно добыто
333 т нефти при удельном технологическом эффекте 11т нефти на одну тонну товарно-
го ВПК-402.
Закачка полимердисперсных систем способствует перераспределению фильтра-
ционных потоков по площади и по толщине продуктивного пласта, а также снижению
содержания воды в добываемой продукции.
Достоинством этой технологии является возможность многократного примене-
ния на высокообводненных участках залежи. При взаимодействии полимеров, напри-
мер полиакриаламида, и глинистых частиц, бентонита или монтмориллонита, обра-
зуются флокулы полимердисперсной системы.
Эффективность применения полимердисперсных систем оценивалась в лабора-
торных и промысловых условиях. Оказалось, что эффективность применения поли-
мердисперсных систем прежде всего зависит от степени неоднородности разреза и
литологического состава пород.
При коэффициенте расчлененности, равном 2—3, эффект достигает 3935 т до-
полнительной нефти на одну скважино-обработку [8].
Типичным примером эффективного применения полимердисперсных систем яв-
ляется участок скв. 59 залежи 31 Ромашкинского месторождения (рис. 8.5). После
закачки полимердисперсной системы эффект стал проявляться через 4 месяца за счет
подключения пласта-песчаника толщиной 2 м с ухудшенной проницаемостью по срав-
нению с основным пластом. Эффект составил 6 тыс.т дополнительной нефти (рис. 8.6).
За 1985—1992 годы проведены закачки полимердисперсионных систем на 478
скважинах, в том числе на Ромашкинском месторождении — на 318 скважинах.
Рис. 8.6.
Характеристика вытеснения по участку залежи № 31 при закачке ПДС
Дополнительная добыча нефти составила 947 тыс.т, в том числе на Ромашкинском
месторождении — 772 тыс.т [8]
Для проведения работ по закачке полимердисперсных систем в Башкортостане
выбраны небольшие участки на девонской залежи Шкаповского месторождения в рай-
оне нагнетательных скв. 326 и 178, на залежах угленосной толщи Игровского в районе
нагнетательных скв. 684, 696 и 697, Четырманского — в районе нагнетательной скв.
1036, Воядинского — нагнетательной скв. 1812, Югомаш-Максимовского месторож-
дения — в районе нагнетательных скв.2764 1305. На пяти участках из шести, где про-
изведена закачка полимердисперсных систем, наблюдался прирост текущей нефтеот-
дачи в пределах 4—17%, а также сократился объем попутной воды на 1040—44300 м3.
По данным НПО «Союзнефтеотдача» прирост текущей нефтеотдачи в 1988—1989 го-
дах составил от 4% в районе нагнетательной скв. 1305 Югомаш-Максимовского до 8%
(скв. 2764) этого же месторождения.
Применение эфиров целлюлозы. Блокирование дальнейшего поступления воды
в промытые зоны пласта и направление вытесняющего агента в зоны, не охваченные
воздействием, возможно путем применения эфиров целлюлозы. Установлено, что
закачка более 2000 м3 водных растворов эфиров целлюлозы сопровождается перерас-
пределением фильтрационных потоков не только в призабойной зоне скважины, но и
на достаточно большом от нее удалении.
В пласте под воздействием температуры, изменения pH, ионов металла, содер-
жащихся как в воде, на которой производится приготовление раствора, так и в плас-
товой воде, происходит загущение закачиваемого раствора эфиров целлюлозы до об-
разования гидрогелей различной степени подвижности. Добавление в раствор сши-
вателя, ионов металлов, позволяет целенаправленно регулировать свойства раство-
ров. Благодаря этому технология применима на любой стадии разработки.
Промысловые испытания по закачке эфиров целлюлозы проводятся с 1979 года
(рис. 8.7 и 8.8). Результаты опытно-промышленных работ показали высокую эффек-
тивность применения этого реагента на участках, обводненных до 95%. По состоянию
на 1 января 1995 года от закачки 729 тонн эфиров на очаговых скважинах, размещен-
ных на высокообводненных пластах, получено 312 тыс. тонн дополнительной нефти,
в том числе на Ромашкинском месторождении — 269 тыс. тонн. Технико-экономичес-
кое обоснование (ТЭО) применения эфиров целлюлозы составлено в ТатНИПИнефть.
Согласно ТЭО на залежах Ромашкинского месторождения ведется закачка раство-
ров эфиров целлюлозы концентрацией 0,3—2,0% и вязкостью 4,5—1000 мПа«с. В
зависимости от приемистости и давления нагнетания закачивается в среднем по
20 тонн в каждую нагнетательную скважину на участках с обводненностью добывае-
мой продукции от 25% до 95%. Предполагалось, что с каждого участка в течение трех
лет после закачки будет отобрано в среднем 400 тонн дополнительной нефти на одну
тонну закачанного эфира целлюлозы. Проектная удельная технологическая эффек-
тивность процесса принята по результатам специальных опытно-промышленных ра-
бот. Совместным предприятием «Татольпетро» закачка эфиров целлюлозы начата в
апреле 1992 года на Миннибаевской площади.
На пяти площадях Ромашкинского месторождения закачано 1964 тонны эфира
целлюлозы в 95 нагнетательных скважин. В зоне влияния закачки находятся 318 до-
бывающих скважин. Накопленная добыча нефти, определенная по характеристикам
вытеснения, составила 96% проектной. Ожидается, что на этих участках дополнитель-
ная добыча нефти будет иметь место еще в течение трех лет. В связи с этим фактичес-
кая дополнительная добыча нефти превысит проектную величину.
Таблица 8.1
Действие различных ПАВ на аномально вязкие
свойства и фильтрацию нефтей
Класс ПАВ Массовая концентра- ция ПАВ в нефти, % Нефть Снижение праметров аномально вязких и фильтраци- онных свойств нефти, %
ПДНС ПАВ ГДДС ИАП
Оксиэтилированные ал- килфенолы ОП-4 0,040 0,025 смолистая и вы- сокосмолистая высокопарафи- новая 65 28-37 64 20-25 58 16-33 70 17-50
Блоксополимеры окиси этилена и окиси пропилена: — сепарол-29 — стеарокс-4 0,040 0,060 смолистая смолистая и вы- сокосмолистая 54 12-38 — 50 24-31 —
После диффузии в нефть нефтераствори- мой части ПАВ ОП-Ю 0,032 высокопарафи- новая 30-47 28-45 12-24 10-37
Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ). Сущность метода за-
воднения с применением ПАВ, по мнению авторов [163], заключается в повышении
нефтевытесняющих свойств воды за счет снижения межфазного натяжения нефти на
границе «нефть-вода» и улучшения смачиваемости пор закачиваемой водой.
Таким образом, применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофи-
лизации поверхности породы, снижению набухаемости глинистых минералов [95,163].
Изучалось влияние неионогенных ПАВ на аномалии вязкости и структурно-ме-
ханические свойства нефти [106]. Оказалось, что при растворении маслорастворимо-
го ПАВ ОП-4 предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) нефти снижает-
ся на 65%, а индекс аномалии вязкости (ИАВ) — на 64% при массовой концентрации
реагента 0,04%. Причем снижение индекса аномалии вязкости происходит в основ-
ном из-за снижения вязкости нефти с неразрушенной структурой. Вязкость нефти с
разрушенной структурой при такой концентрации ОП-4 остается неизменной. Гради-
ент динамического давления сдвига (ГДДС) при фильтрации смолистой нефти в пес-
чанике с проницаемостью 0,090 мкм2 снижается на 58%, а индекс аномалии подвиж-
ности (ПАП) — на 70% (табл. 8.1).
Из таблицы видно, что ослабляющее действие ПАВ класса оксиэтилированных
алкилфенолов на аномально вязкие и фильтрационные свойства нефтей сильнее по
сравнению с блоксополимерами окиси этилена и окиси пропилена. Кроме того, дей-
ствие ПАВ на эти свойства смолистых и высокосмолистых нефтей оказывается более
значительным по сравнению с высокопарафинистой нефтью.
Рис. 8.9.
Схема контрольного и опытного участков при заводнении
с ПАВ на Арланском месторождении (Николо-Березовская площадь).
В составе водорастворимых ПАВ ОП-Ю содержатся нефтерастворимые компо-
ненты. Они способны диффундировать из водных растворов в контактирующую с
ними нефть. При продолжительности контакта до 30 суток коэффициент распределе-
ния, то есть отношение равновесных концентраций ПАВ в нефти и воде, при диффу-
зии ОП-Ю из водных растворов достигает 1,4—1,6. Таким образом, при контактирова-
нии водного раствора ОП-Ю в нефть переходит 58 - 62% нефтерастворимых компо-
нентов [105].
Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении с применением
водных растворов поверхностно-активных веществ осуществляется с минимальными
изменениями в технологии и системе размещения скважин. Добавление к закачивае-
мой воде до 0,05% поверхностно-активных веществ не требует существенного измене-
ния давления, темпов или объемов нагнетания воды. Закачка поверхностно-активных
веществ осуществляется по следующим технологиям: долговременная дозированная
закачка с кустовых насосных станций больших объемов растворов ПАВ низкой (0,05%)
концентрации, разовая закачка малых объемов растворов высокой (5—10)% концент-
рации ПАВ в отдельные нагнетательные скважины при первичном вытеснении нефти.
Первые испытания неионогенных ПАВ в Волго-Уральской нефтегазоносной про-
винции с целью повышения нефтеотдачи в терригенных отложениях начаты на Нага-
евском участке Арланского месторождения в 1964 году. Промышленный эксперимент
по закачке водного раствора 0,05% концентрации ПАВ типа ОП-Ю проводился с це-
лью отработки технологии его приготовления, дозированной закачки раствора в пласт
и оценки адсорбции ПАВ в реальных пластовых условиях. Предлагалось оценить тех-
нологическую эффективность применения ПАВ на начальной стадии разработки уча-
стка с заводнением путем сравнения показателей разработки двух обращенных пяти-
точечных элементов, разбуренных по уплотненной сетке скважин. Среднее расстоя-
ние добывающих скважин от расположенной в центре нагнетательной скважины со-
ставляло 100 м. В связи с преждевременным обводнением контрольного участка, раз-
рабатываемого при обычном заводнении, показатели работы опытного участка срав-
нивали с показателями работы других участков Арланского месторождения, разбу-
ренных по промышленной сетке [216].
Крупномасштабный эксперимент по закачке водных растворов ОП-10 проведен
на Николо-Березовской площади Арланского месторождения (рис. 8.9). При этом
предполагалось, что на укрупненных участках нивелируются различия в геологичес-
ком строении опытного и контрольного полей. Испытания проведены с использова-
нием технологии непрерывной закачки слабоконцентрированного раствора 0,05% кон-
центрации ПАВ в промысловой сточной воде. Планировалось оценить влияние ПАВ
на приемистость нагнетательных скважин и охват пластов заводнением, получить дан-
ные об абсорбции ПАВ в пласте, изучить влияние ПАВ на темпы разработки пластов
и обводнение продукции скважин, а также на текущую и конечную нефтеотдачу. Тех-
нологическую эффективность метода предполагалось выявить путем сравнения по-
казателей разработки опытного и контрольного участков.
Испытания проведены в 1967—1984 годах. В эксперименте наряду с ОП-10 ис-
пользованы другие неионогенные ПАВ, практически мало отличающиеся по свойствам
от ОП-10. В 1984 году из-за прекращения поставок ПАВ эксперимент прерван, и в даль-
нейшем на опытном участке закачивалась пресная вода. Запроектированный экспери-
мент был близок к завершению, так как объем оторочки мало-концентрированного ра-
створа ОП-10 достиг одного порового объема. Несмотря на столь большой объем ото-
рочки ПАВ, в воде добывающих скважин и оценочной скважины 7533, пробуренной на
расстоянии 130 м от нагнетательных, содержание ПАВ не обнаружено.
Рис. 8.10
Опытный участок Карамалинской площади по закачке ПАВ ОП-10
При анализе результатов этих исследований сделаны определенные выводы: бы-
строе снижение концентрации ПАВ в изливаемой жидкости не может быть удовлет-
ворительно объяснено адсорбцией ПАВ породами пласта и притоком вод из смежных
водоносных горизонтов. Наиболее вероятными причинами быстрого снижения кон-
центрации ПАВ следует считать перераспределение потоков жидкости в пласте на
стадии закачки и излива вследствие неидентичности гидродинамического режима
работы пласта, частичное растворение в остаточной нефти и биоразрушение ПАВ
пластовой микрофлорой [2].
С целью оценки влияния закачки раствора ОП-10 на приемистость проведены
исследования водонагнетательных скважин глубинными расходомерами. Оказалось,
что удельные коэффициенты приемистости скважин с 1967 по 1984 год по опытному
участку на 23—40% выше контрольного.
Установлено, что для каждой залежи следует подбирать ПАВ индивидуально.
Выяснено, что наибольший интерес представляют композиции из неионогенных и ани-
оноактивных ПАВ: нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифициро-
ванные неионогенные ПАВ. Последние совмещают в одном продукте лучшие свой-
ства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промыс-
ловыми водами) и анионоактивных (высокая поверхностная активность) ПАВ. Та-
кие составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода»
до 10-1-IO’3 мН/м.
В Татарстане опытно-промышленные работы по применению водных растворов
неионогенных ПАВ в различных геолого-физических условиях и стадиях разработки
месторождений проводятся с 1972 года [8].
Одним из наиболее информативных участков закачки ПАВ по технологии долго-
временного дозирования является очаговая скв.28 Карамалинской площади (рис. 8.10).
Дозирование ПАВ осуществляется с октября 1986 года. До начала применения
ПАВ в нагнетательную скважину закачано 1179 тыс.м3 сточной воды. На 1 января
1993 года объем закачанного ПАВ по участку составил 378 т. Изучение промысловых
материалов показывает, что после закачки ПАВ увеличиваются дебиты скважин, сни-
жается обводненность их продукции. Текущий прирост добычи нефти составляет
12 тыс.т, или 32 тонны дополнительной нефти на одну тонну закачанного ПАВ. На
месторождениях Татарстана по технологии долговременного дозирования на 14 опыт-
ных участках закачано 15 тыс.т ПАВ и дополнительно добыто 419 тыс.т нефти [8].
На начало 1993 года по разовой технологии закачано 17,6 тыс. тонн ПАВ в 151
нагнетательную скважину. Удельная технологическая эффективность применения ото-
рочки концентрированного ПАВ ОП-Ю составляет 60 т дополнительной добычи не-
фти на одну тонну реагента [8].
С целью вовлечения слабопроницаемых коллекторов в активную разработку со-
здана технология повышения нефтеотдачи при первичном вытеснении нефти из плас-
тов путем закачки ПАВ. По данной технологии закачано 4 тыс. т ПАВ и добыто 170 тыс.т
нефти. Текущая удельная технологическая эффективность колеблется от 20,9 до 68,6 тон-
ны, составляя в среднем 42,5 т нефти на одну тонну закачанного в пласт ПАВ [8].
Наиболее интересные результаты получены с использованием водной диспер-
сии маслорастворимых неионогенных ПАВ.
После закачки в пласт часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы
в капиллярно- и пленочпоудержанную нефть. При этом формируется межфазный слой,
так называемая средняя фаза с низким межфазным натяжением на контакте нефти с
водой. Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низким
содержанием нефти и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой мик-
роэмульсии близка к вязкости нефти. При увеличении содержания нефти выше 10—
15% вязкость эмульсии снижается, с ростом содержания воды — повышается вплоть
до 10—20-кратного разбавления. В связи с этим фильтрационное сопротивление уве-
личивается из-за снижения подвижности при движении эмульсии в пласте. Таким
образом, механизм вытеснения нефти с применением микроэмульсий может быть оха-
рактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти.
В последние годы, на Ромашкинском месторождении решено применять ПАВ
класса неонолов АФд—6, АФд—12, характеризующиеся средней степенью оксиэтили-
рованния 6 и 12 соответственно, особенно при вводе в разработку запасов нефти сла-
бопроницаемых коллекторов с заводнением, (рис. 8.11).
С 1980 по 1990 год только по Абдрахмановской площади работы по закачке ПАВ
выполнены на 33 скважинах. Всего закачано 3662,5 тонны ПАВ различных марок при
первичном заводнении пластов и доотмыве нефти [122] (рис. 8.12).
Таким образом, преимуществами разовой технологии являются высокая эф-
фективность и ускорение работ с учетом постепенного размыва концентрирован-
ной оторочки, разрушаемой в пласте закачиваемой водой. В соответствии с реко-
мендациями ученых ТатНИПИнефть используются 5—10% растворы ПАВ с ото-
рочкой 0,010—0,005 порового объема пласта. Технологическая эффективность ме-
тода составляет при первичном вытеснении 30 тонн нефти на одну тонну ПАВ, на
Опытный участок Ташлиярской площади по закачке ПАВ АФ-6
частично заводненных пластах — 20 тонн на одну тонну ПАВ. Увеличение коэффици-
ента нефтеизвлечения при первичном заводнении составляет 4,5%, из заводненных
пластов — 2,5%.
Для слабопроницаемых карбонатных коллекторов каширо-подольских отложе-
ний Вятской площади предложена технология применения композиций на основе нео-
нола АФ9-12 с добавкой ингибиторов химической деструкции: технические лигно-
сульфонаты и проксамин [185].
Технические лигносульфонаты являются дешевыми отходами многотоннажно-
го лесохимического производства, добавка которых снижает химическую деструкцию
неонола АФ9—12 в карбонатных коллекторах с 33% до 8%, а адсорбцию — на 40%, по-
вышает нефтевытесняющую способность на 20—30%. Проксамин в композиционную
систему добавляют для снижения температуры застывания неонола АФд—12 и улуч-
шения растворения в промысловой сточной воде [185].
Промысловые испытания различных композиций на основе НПАВ и добавок
понизителей химической деструкции начаты в 1988 году. На опытном участке разме-
щены семь нагнетательных и 33 добывающие скважины. Расстояние между добываю-
щими и нагнетательными скважинами составляет 283 метра.
После реализации предлагаемой технологии отмечен рост динамических уров-
ней по отдельным скважинам опытного участка. В связи с этим проведены мероприя-
тия по увеличению отборов по 14 скважинам опытного участка.
Удельная технологическая эффективность закачки композиции на основе НП АВ
составила 27,0 т нефти на одну тонну закачанного реагента.
На залежах в слабопроницаемых карбонатных коллекторах применение водора-
створимых ионогенных ПАВ на основе сульфанола в малых концентрациях, особен-
но в смеси с кальцинированной содой, может быть достаточно эффективным и перс-
пективным [8,186].
В будущем применение ПАВ в промышленных масштабах требует расширения
научно-исследовательских и опытно-промышленных работ по направлениям: создание
научных основ подбора ПАВ для получения композиций со сверхнизким межфазным
натяжением для применения на залежах с различными условиями; снижение потерь
ПАВ в пласте из-за адсорбции, диффузии в нефтяную и водную фазы, ионного обме-
на с породой коллектора, образования новых фаз в пористой среде, биоразложения;
обоснование выбора опытных и контрольных участков для получения однозначных
результатов о преимуществах и недостатках технологий в различных геолого-физи-
ческих условиях.
Эффективность технологий на основе ПАВ выше при их применении на ранних
стадиях разработки залежей в зонально-неоднородных пластах. В слоисто-неоднород-
ных пластах с аномально вязкой нефтью после прорыва воды в добывающие скважи-
ны и создания водопроводящих каналов эффективность внедрения таких технологий
резко снижается. Водные растворы ПАВ способствуют лишь доотмыву незначитель-
ного количества нефти в водопроводящих каналах. В связи с этим в слоисто-неодно-
родных пластах более эффективны технологии с глубокопроницающими вязкими
составами, основанные на снижении проводимости этих каналов для расширения ох-
вата вытеснением нефти из менее проницаемых зон и слоев.
Применение промышленных отходов серной кислоты. Увеличение нефтеотда-
чи пластов путем закачки оторочек серной кислоты основано на ее воздействии на кар-
бонатные составляющие коллектора и на нефть и воду в пустотном пространстве пород
с образованием анионоактивных ПАВ. В результате экзотермической реакции при кон-
такте серной кислоты с карбонатами выделяется диоксид углерода и тепло. Комплекс-
ное действие этих факторов при благоприятных условиях позволяет повышать коэф-
фициент нефтеотдачи пластов до 20% по сравнению с обычным заводнением [122].
Промышленное внедрение технологий повышения нефтеотдачи путем создания
оторочек на основе серной кислоты началось в 1971 году в следующих направлениях [8]:
— первичное вытеснение нефти из терригенных коллекторов девонского и бобри-
ковского горизонтов;
— улучшение выработки водонефтяных зон;
— повышение нефтеотдачи карбонатных коллекторов трещинно-порового типа;
— разработка частично заводненных терригенных коллекторов.
При первичном вытеснении на участках линейного и очагового заводнения де-
вонского и бобриковского горизонтов закачано 290 тыс. тонн серной кислоты в 385
нагнетательных скважин. Оказалось, что при выполнении условий эффективного при-
менения технология позволяет дополнительно добыть в среднем 25 тонн нефти на
одну тонну реагента в девонских коллекторах и 15 тонн нефти в терригенных отложе-
ниях нижнего карбона.
Для улучшения выработки запасов нефти в водонефтяных зонах закачано 73 тыс.
тонн серной кислоты в 54 скважины. Технологическая эффективность составила по
различным участкам от 2 до 20 тонн нефти на одну тонну реагента. Для повышения
нефтеотдачи частично заводненных терригенных коллекторов закачано 204 тыс. тонн
серной кислоты в 186 скважин. Дополнительная добыча составила от 6 тонн до 10
тонн нефти на одну тонну закачанного реагента.
Из этих результатов следует, что эффективная технология сернокислотного за-
воднения наиболее высокая в терригенных коллекторах девонских отложений оказы-
вается не столь высокой при применении на частично заводненных участках и водо-
нефтяных зонах. В терригенных отложениях нижнего карбона эффективность ниже,
чем на девонских залежах.
Метод сернокислотного заводнения получил дальнейшее развитие в работах спе-
циалистов НПО «Союзнефтепромхим». Технология основана на последовательно —
чередующейся закачке в пласты серной кислоты и углеводородных жидкостей из числа
вторичных материальных ресурсов химических и нефтехимических производств
(СНПХ-91 иСНПХ-92).
Рис. 8.13
Опытный участок
Центрально-Азнакаевской
площади по закачке
оторочки СНПХ-91.
Скважины: 1,2,3,4, —
соответственно добывающие,
нагнетательные,
ликвидированные
и проектные; 5 - зона
отсутствия коллектора
При взаимодействии серной кислоты с активными компонентами углеводород-
ных жидкостей происходит процесс сульфирования с образованием ПАВ. Эти ПАВ
повышают активность вод, закачиваемых для вытеснения нефти.
Испытания технологии на основе СНПХ-91 проведены на пяти участках Азна-
каевской и Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения [8]. На рис. 8.13
приведена схема четвертого участка на Центрально-Азнакаевской площади. Обвод-
ненность продукции участка перед применением технологии составляла 95,2%. Через
8—14 месяцев снизилась на 12—15%. Эффект от закачки оторочки СНПХ-91 продол-
жался в течение 25—54 месяцев. Дополнительная добыча нефти составила 11,5 тыс.
тонн, а удельная эффективность — 2,1 т/т.
При применении СНПХ-92 на залежи № 5 наблюдалось увеличение в 1,2 - 4,3 раза
приемистости скважин. Дополнительная добыча нефти от применения технологии
на 11 участках составила 124 тыс. т.
Удельная технологическая эффективность изменяется в пределах 0,9—23,6 тонн
на одну тонну реагента. В 1987—1993 годах в АО «Татнефть» разработано и испытано
шесть технологических схем по закачке кислотных эмульсий на 44 участках. Общий
объем закачки кислотных эмульсий составил 127 тыс.т. Дополнительная добыча не-
фти составила 507 тыс.тонн.
Щелочное заводнение. Закачка растворов щелочей улучшает смачиваемость по-
роды водой, то есть способствует гидрофилизации поверхности пор. Это обеспечива-
ет полноту вытеснения нефти водой.
В карбонатных коллекторах улучшение смачиваемости пор при применении ще-
лочей зависит от наличия в нефти азотосодержащих компонентов.
Наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые
фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная
проницаемость пласта для подвижной нефти существенно повышается, особенно при
насыщенности пористой среды раствором более 70%, когда нефть обычно неподвиж-
на. При применении щелочного раствора относительная проницаемость по нефти со-
храняется до 90—95% насыщенности пор водой [ 35].
Для приготовления щелочных растворов могут быть использованы следующие
химические реагенты:
— едкий натр (каустическая сода);
— углекислый натрий (кальцинированная сода);
— гидрат окиси аммония (аммиак);
— силикат натрия (растворимое стекло).
Наиболее активный щелочной раствор готовится из едкого натрия или сили-
ката натрия.
Щелочные растворы закачивают в пласт в виде оторочек размером в 10—25% от
объема пор пласта. Размеры оторочки зависят от неоднородности пласта. Оптималь-
ная концентрация щелочи в водных растворах составляет 0,2 - 0,4% с учетом ее адсор-
бции. Повышение концентрации щелочи не дает эффекта, но в гидрофобизирован-
ных коллекторах более высокие (до 2—4%) концентрации щелочи в растворе улучша-
ют смачиваемость пористой среды.
Возможно применение и высококонцентрированных (до 4—5%) щелочных ра-
створов, особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности из-за высокой
минерализации пластовых вод. С повышением вязкости нефти увеличивается ее ак-
тивность при взаимодействии со щелочами [13].
При разработке залежей высокосмолистых нефтей с аномально вязкими свойства-
ми заводнением даже с применением химических реагентов трудно достичь высокого
коэффициента нефтеотдачи. На таких месторождениях приемлемые величины нефте-
отдачи достигаются при сочетании закачки в пласт теплоносителей (пар, горячая вода)
с добавками к ним щелочей, то есть термощелочное воздействие на пласты.
Силикатно-щелочное воздействие (СЩР) проводится на Ново-Хазинской и Ар-
ланской площадях Арланского месторождения, на Манчаровском и Серафимовском
месторождениях. Воздействием охвачены 36 очагов, вблизи которых расположены 220
добывающих скважин.
Расход жидкой гидроокиси натрия, жидкого стекла и ПАА составил 1150 т. На-
копленная дополнительная добыча нефти равна 216 тыс. т, в том числе за счет приме-
нения технологии СЩР — 132 тыс. т [194]. Накопленное сокращение добычи воды
составило 154 0 тыс. м3.
Модификация метода щелочного заводнения, направленная на увеличение ох-
вата пласта воздействием за счет осадкообразования, по-видимому, имеет более ши-
рокую область применения. Метод может быть использован для повышения эффек-
тивности разработки любой залежи при заводнении. Однако он требует экономичес-
кого обоснования из-за расхода больших объемов химических реагентов [194].
Применение аммиачных растворов. В основу технологии положена способность
гидроокисей, образующихся при взаимодействии растворов аммиака активными иона-
ми кальция и магния пластовых вод, создавать дополнительные сопротивления и тем
самым снижать проницаемость высокопроницаемых водопроводящих зон и слоев. За
счет осадкообразования происходит перераспределение потоков в пласте, повышается
охват пласта заводнением и , как следствие, достигается интенсификация притока не-
фти к забоям, снижается или стабилизируется обводненность добываемой продукции.
Технология основана на лабораторных исследованиях, проведенных учеными
БашНИПИнефть и специалистами НГДУ «Южарланнефть». Ими определено, что
при взаимодействии 20% водного раствора аммиака с закачиваемой сточной водой
образуется комплексный осадок, состоящий преимущественно из гидроокиси каль-
ция, магния и сернистого аммония.
В лабораторных условиях реакция происходила мгновенно, и количество осад-
ков достигало 6% по объему прореагировавшей смеси растворов.Осадок уплотняется
в течение 5-7 часов, уменьшаясь в объеме, и хорошо растворяется в соляной кислоте.
Установлено, что при введении аммиачного раствора снижается содержание се-
роводорода в сточной воде и ослабляется биологическая коррозия оборудования.
Метод аммиачного воздействия впервые опробован на скважинах Ново-Хзинс-
кой площади и оказался эффективным технологическим процессом.
Последующие опытно-промышленные работы позволили выяснить его преиму-
щества. Достоинства его заключаются в возможности применения серийного обору-
дования, доступных и дешевых химических реагентов и проведения работ при низких
температурах.
Воздействие аммиачным раствором осуществляется с помощью оборудования,
применяемого при капитальном ремонте скважин. На одну скважино-операцию ис-
пользуется 50—60 м3 аммиачного раствора 25-процентной концентрации.
Для продавливания раствора в пласт и получения гидроокисного осадка исполь-
зуется 60—80 м3 сточной воды, или 10—15 м3 на один метр толщины пласта. Количе-
ство образующегося осадка составляет 800 кг.
Работы проводились на Арланском, Саузбашевском, Таймурзинском, Манчаров-
ском, Четырманском, Воядинском и Бураевском месторождениях.
Основной объем опытно-промышленных работ приходится на Ново-Хазинскую
площадь Арланского месторождения. На этой площади за 1987—1989 годы проведено
38 скважино-операций. Эффективность работ составила 65,5 тыс. т дополнительной
нефти, или 1,7 тыс. т на одну обработку. Уменьшение обводненности на 2,5% позволи-
ло сократить отбор попутной воды на 340 тыс. м3 или на 8,9 тыс, м3 на один очаг.
На терригенных отложениях нижнего карбона Арланской, Николо-Березовской
и Вятской площадей в 1989 году проведено 10 скважино-операций. Успешность со-
ставила 60%, а эффективность — 500 т нефти на одну обработку. Уменьшение отбора
попутной воды — 74 тыс. м3, или 7,4 тыс. м3 на один очаг воздействия.
На залежах терригенной толщи нижнего карбона Четырманского, Бураевского
и Игровского месторождений проведено шесть скважино-операций. Успешность со-
ставила 66%, дополнительная добыча нефти на одну обработку — 650 т.
Для достижения высокой эффективности технологии необходимо выдерживать
условия формирования оторочки, а для усиления эффекта закупорки и более дей-
ственного снижения проницаемости водопроводящих каналов расчетным объемом
сточной воды скважину необходимо останавливать на реакцию на 2—3 часа [206].
Применение оторочки растворителей. В Татарстане по специально разрабо-
танной технологии с применением промежуточной жидкости, не содержащей асфаль-
тосмолистые вещества, освоена под закачку растворителя скв. 13 Ромашкинского ме-
сторождения. Для закачки растворителя выбраны верхние пласты а и б2 горизонта
Д-1. В районе опытного участка эти пласты выклиниваются или представлены мало-
проницаемыми коллекторами и практически не охвачены заводнением. Нижние пла-
сты на этом участке водонасыщенны. Средняя проницаемость пластов а и 62 равна
0,147 мкм2, пористость — 17%, толщина — 4,5 м.
При давлении на устье скважины 16,0—18,2 МПа закачано 106 тыс. м3 стабильно-
го газового бензина. Это составило 9,5% нефтенасыщенного порового объема пластов.
В период закачки растворителя проводились геолого-промысловые исследова-
ния скважин опытного участка, изучалось влияние нагнетания на характер их рабо-
ты. Среднесуточный дебит 11 добывающих скважин до начала проведения процесса
составлял всего лишь 27 т. Все скважины работали периодически, за исключением
скв.1, которая эксплуатировалась круглосуточно с дебитом 12 т. Средневзвешенное
пластовое давление по площади участка в этот период составляло 10,8 МПа. Через 6
месяцев после начала закачки растворителя среднее пластовое давление увеличилось
до 15,1 МПа. Среднесуточный дебит скважин участка в процессе закачки растворите-
ля увеличился в 2,5 раза.
8.2. Методы водогазового воздействия
и закачка диоксида углерода в пласт
Вода в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил
занимает преимущественно мелкие поры и сужения. Газ, как несмачивающая фаза, в
загазованной зоне находится в крупных порах и под действием гравитационных сил
занимает верхние части пласта. Эти особенности воды и газа используются для повы-
шения эффективности разработки залежей в методах водогазового воздействия.
Циклическое поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению ох-
вата неоднородных пластов заводнением из-за снижения фазовой проницаемости
пород высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью.
Эффективное применение водогазового воздействия позволяет увеличить неф-
теотдачу на 7—18% по сравнению с обычным заводнением.
Основным условием достижения высокой эффективности водогазового воздей-
ствия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа
по заводняемому объему залежи для одновременного прорыва газа и воды в добываю-
щие скважины. Это не всегда удается.
В связи с этим эффективность технологии может быть ниже указанной величи-
ны и тем ниже, чем однороднее пласт [35].
Циклическая закачка воды и газа в пласты чередующими оторочками или одно-
временно в виде газожидкостной смеси через одну и ту же нагнетательную скважину
имеет ряд недостатков. Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабоче-
го агента после первого цикла резко снижается: для газа в — 8—10 раз, а для воды — в
4—5 раз. Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнета-
ния воды и газа значительно усложняется. При применении воздуха скорость корро-
зии оборудования скважин оказывается высокой. В связи с этим следует разработать
варианты-технологических и технических решений, обеспечивающих необходимые
объемы нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, поддержание высоких давлений
нагнетания и надежность эксплуатации скважинного устьевого оборудования.
Для массового внедрения технологий водогазового воздействия и использова-
ния современных технических средств в Республике Коми на Верхне-Возейском мес-
торождении совместно с канадской фирмой Галф-Канада и английской Бритишгаз
создано СП «Комиарктикойл». Перед предприятием поставлена задача обеспечения
эффективной разработки месторождения с низкопроницаемыми коллекторами на
основе опыта канадских фирм [17]. Не лишены основания мнения специалистов, что
водогазовые методы повышения нефтеотдачи могут найти в определенных геолого-
физических условиях достаточно широкое распространение в России, в том числе на
месторождениях Татарстана и Башкортостана.
На залежах нефти в девонских отложениях Ромашкинского, Ново-Елховского,
Туймазинского, Шкаповского и других месторождений достаточное количество оста-
точной нефти сосредоточено в кровельных частях пласта, в невырабатываемых или
плохо вырабатываемых пропластках толщиной 2,0—3,5 м и в рассеянном состоянии в
промытых зонах [7].
Согласно теоретическим расчетам и лабораторным исследованиям вытеснение та-
кой нефти возможно при воздействии газа высокого давления. Давление смесимости не-
фти с газом составляет 20,0—22,0 МПа. Необходимое давление нагнетания равно 24,0 МПа.
Однако реализация такой технологии в промышленном масштабе сдерживается
сложностью и высокой стоимостью работ, зачастую отсутствием достаточных ресур-
сов газа и возможна при значительном удешевлении строительства компрессорных
станций высокого давления и решении комплекса технических задач по изменению
конструкции скважин и системы нагнетания рабочих агентов.
Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи может явиться закачка
диоксида углерода в пласты. Это обусловлено значительным снижением вязкости не-
фти при растворении в ней СО2. Причем снижение вязкости нефти при растворении
диоксида углерода тем значительнее, чем выше ее начальное значение. Так, при насы-
щении нефти в пластовых условиях диоксидом углерода вязкость от 1000—9000 мПа • с
может снижаться до 15—160 мПа • с, то есть уменьшается более чем в 60 раз. При значе-
ниях 100—600 мПа*с вязкость нефти с СО2 оказывается равной 3—15 мПа*с [35]. Бла-
гоприятным условием применения СО2 является также рост вязкости воды при раство-
рении этого реагента. Благодаря этому закачка диоксида углерода в нефтяной пласт
способствует снижению соотношения вязкости нефти к вязкости воды. Кроме того, ра-
створение двуокиси углерода в нефти сопровождается увеличением ее объема и сниже-
нием поверхностного натяжения на границе нефти и воды, насыщенных диоксидом уг-
лерода. В определенных условиях достигается смешивающееся вытеснение нефти ди-
оксидом углерода.
Растворение СО2 способствует ослаблению структурно-механических свойств и ано-
малий вязкости нефти [105]. Из табл. 8.2 видно, что при растворении 4,2% СО2 индексы
аномалии вязкости и подвижности таймурзинской нефти снижаются в 2,6—2,9 раза.
Таблица 8.2
Ослабляющее действие растворенного СО2на структурно-механические
свойства нефти скв. 1252 Таймурзинского месторождения
Параметр нефти Величина параметра нефти при массовой концентрации СО2, %
0 0,011 0,021 0,042
ПДНС нефти, мПа 10,1 7,0 5,6 3,8
Вязкость нефти, мПа-с: — с неразрушенной структурой — с разрушенной структурой 290 19,8 170 18,2 110 17,7 83 16,5
Индекс аномалии вязкости нефти 14,7 9,4 6,3 5,0
ГДДС нефти в песчанникс, кПа/м 3,8 2,7 1,4 0,9
Индекс аномалии подвижности нефти 16,9 11,5 7,5 6,5
Перечисленные факторы способствуют увеличению нефтеотдачи пласта, по ла-
бораторным данным на 7—15% [35, 186, 187].
В БашНИПИнефти проведены эксперименты по оценке влияния закачки чере-
дующихся оторочек СО2 и водогазовой смеси с целью оценки их влияния на регули-
рование подачи реагента в низкопроницаемые коллекторы. Эксперименты проведе-
ны применительно к условиям девонских пластов Сергеевского месторождения. В ла-
бораторных экспериментах дисперсионная среда водогазовых смесей представлена
пресной водой, дисперсная фаза — попутным нефтяным газом или его смесью с диок-
сидом углерода.
Технология вытеснения нефти оторочкой диоксида углерода предусматривает че-
редование ее с порциями водогазовой смеси в условиях несмешивающегося вытесне-
ния и позволяет достичь смешивающегося вытеснения. В пластах, охваченных воздей-
ствием оторочек, дисперсная фаза которых представлена попутным нефтяным газом с
добавкой 25—50% углекислого газа, возможно снижение остаточной нефтенасыщенно-
сти до 1,3—1,8%. Чередование десяти порций СО2 с таким же количеством порций во-
догазовой смеси позволяет закачать одинаковый объем диоксида углерода в пласты,
отличающиеся по проницаемости в 5,8 раз. Использование этой технологии является
одним из решений проблемы утилизации указанной газовой смеси без строительства
дорогостоящих установок регенерации и исключает остаточную нефтенасыщенность
пластов из числа критериев, ограничивающих применение СО2 для воздействия на не-
фтяные пласты [189].
К усложняющим использование СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов фак-
торам относится возможность коррозии оборудования нагнетательных и добываю-
щих скважин, необходимость утилизации СО2, то есть удаления из попутных газов на
поверхности и повторной инъекции в нефтяные пласты. Кроме того, большие трудно-
сти возникают при транспортировке жидкой СО2, распределении ее по скважинам
возникает потребность в специальных трубах и проблема качества сварки труб.
8.3. Метод чередующейся закачки нефти и воды
Опытные работы на Ильмовском месторождении по чередующейся закачке воды
и нефти, добываемой из залежи бобриковского горизонта, проводятся с середины 1981
года. Физическая основа метода заключается в том, что в пласте создается последова-
тельное чередование зон с высокой и низкой подвижностью флюида. В результате
этого повышается фильтрационное сопротивление на высокопроницаемых участках
и увеличивается охват заводнением пласта. Лабораторные исследования, выполнен-
ные под руководством Глумова И. Ф., показали возможность увеличения нефтеотда-
чи на 5—6% по сравнению с обычным заводнением.
Способ чередующейся закачки воды и нефти опробован на бобриковском гори-
зонте (рис. 8.14).
Песчаники бобриковского горизонта Ильмовского месторождения насыщены не-
фтью вязкостью ИЗ мПа*с. Опытный участок представляет собой два смежных девя-
титочечных элемента с нагнетательными скв. 1665 и 1673 и имеет общую площадь 81,3 га.
Расстояние между скважинами участка меняется от 200 до 300 м. Средняя толщи-
на продуктивного пласта составляет 5,8 м, а коэффициент проницаемости —1,038 мкм2.
Разработка участка в 1973—1980 годы осуществлялась на естественном режиме. Плас-
товое давление за этот период снизилось с 12 МПа до 7 МПа. Среднегодовые темпы
отбора нефти упали с 4% до 2%. Чередующаяся закачка воды и высоковязкой нефти с
Рис. 8.14.
Схема расположения скважин опытного и контрольного участков
Ильмовского месторождения
- скважины добывающие;
- скважины нагнетательные;
- границы опытных участков;
- границы выклинивания пласта;
- контур нефтеносности
объемным соотношением оторочек 10:1 начата при давлении на устье нагнетательных
скважин 9—И МПа. Всего выполнено 76 циклов, закачано 315,1 тыс.м3 воды и 30,4 тыс.т
нефти. С октября 1985 года перешли на традиционное заводнение [8,9].
На залежи №5 III блока бобриковского горизонта испытан способ переменной
закачки сточных и железосодержащих девонских вод (рис. 8.15).
После закачки в пласт сточных сероводородсодержащих вод для закупорки хо-
рошо промытых пропластков проводилась закачка железосодержащей девонской
воды [8]. Закачка оторочки девонских вод приводит к образованию сульфида железа,
который выпадает в осадок и снижает проницаемость наиболее промытой части пла-
ста. Анализ показывает, что чередующееся нагнетание девонских и сероводородсо-
держащих сточных вод привело к снижению обводненности продукции скважин с
86,3% до 80,2% и увеличению дебита скважин по нефти. Дополнительная добыча не-
фти по участку с 1988 по1995 год составила 100,5 тыс.т. Это соответствует приросту
нефтеотдачи на 2,2% по сравнению с заводнением пресной водой.
Однако применение такого способа воздействия на залежь требует дальнейшего
изучения и тщательного дозирования закачки железосодержащих вод из-за усиления
коррозионной активности и формирования осадков сложного состава: АСПО, суль-
фида железа и гипса [11].
8.4. Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
Тепловые методы нашли широкое применение в обеспечении полноты извлече-
ния нефтей повышенной и высокой вязкости в сложнопостроенных залежах в США,
Канаде и Румынии. На практике используются различные модификации теплового
воздействия на пласты: сухое и влажное внутрипластовое горение, вытеснение нефти
паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин [196—198].
Эффективность тепловых методов обеспечивается снижением вязкости нефти
при повышении температуры. При нагревании нефти от 20—25°С до 100—120°С вяз-
кость снижается от 500—1000 мПа*с до 5—20 мПа*с [35].
Одним из наиболее сложных по своему механизму условием реализации и про-
гнозу возможной эффективности является метод внутрипластового горения.
В Татарстане этот метод испытан на залежи № 24 бобриковского горизонта Ро-
машкинского месторождения в 1981 — 1990 годы. На опытном участке очаги горения
созданы на семи скважинах. На заводненных участках метод реализован по техноло-
гии ТатНИПИнефть с внесением в пласт дополнительного топлива. За весь период
опытно-промышленных работ в пласт закачано 74 млн.м3 воздуха и 59 тыс.м3 воды.
Дополнительная добыча нефти составила 81,5 тыс.т. Коэффициент нефтеотдачи за-
лежи № 24 выше, чем на соседней залежи № 5, разрабатываемой при обычном завод-
нении, хотя их горно-геологические условия близки.
Процесс внутрипластового горения в Башкортостане осуществляется на бобри-
ковском горизонте Ашитского участка Арланского месторождения (рис. 8.16). В ав-
густе 1978 года начата закачка воздуха, а в мае 1979 года инициировано внутриплас-
товое горение. Первоначально опытный участок включал по одной нагнетательной и
наблюдательной скважине, а также два ряда из десяти добывающих скважин. Вокруг
специальной нагнетательной скважины на расстояниях 100—160 м от нее пробурены
четыре добывающие скважины, образовавшие первый эксплуатационный ряд. Вто-
рой ряд включает шесть добывающих скважин, размещенных по сетке разбуривания
месторождения 400x400 м. В 28 м от воздухонагнетательной скв. 7610-а находилась
ранее пробуренная скв. 192, которая в процессе внутрипластового горения использо-
валась как наблюдательная.
В процессе промыслового эксперимента запланирована оценка эффективности
внутрипластового горения в заводненных пластах с обводненностью добываемой про-
дукции свыше 90% и отработка технологии влажного горения в условиях залегания
Условные обозначения:
- скважины
нагнетатальные
- скважина
воздухонагнетательная
• - скважины
добывающие
о - скважина
наблюдательная
7617 - номер скважины
- изогипсы
по кровле С?8084
'“X - граница продвижения
«фронта» газового
горения
- положение фронта
горения
- граница опытного
участка
Рис. 8.16.
Схема опытного Ашитского участка по внутрипластовому горению
(по Е. В. Лозину).
пластов глубже 1000 м, низкой нефтенасыщенности к началу опытных работ (50%),
повышенной (19 мПа*с) вязкости нефти при сравнительно редкой сетке скважин.
В процессе эксперимента доказана возможность инициирования и поддержания
горения в обводненных сравнительно глубокозалегающих пластах. В наблюдатель-
ной скважине установлено повышение температуры до 200°С. В газообразной про-
дукции скважин содержатся продукты горения: (СО2 — до 10—12% , СО — до 1%) ,
коэффициент использования кислорода — 0,9. В скважинах первого ряда отмечен не-
который рост дебитов нефти и снижение обводненности продукции.
Эксплуатация скважин осложнялась прорывами газов, повышенной коррозион-
ной активностью добываемой продукции, ростом вязкости и плотности из-за эмуль-
сиообразования. Межремонтный период работы скважин и коэффициент их эксплуа-
тации оказались низкими из-за частых ремонтов. Одновременное осуществление про-
цесса внутрипластового горения и форсирование отбора жидкости в скважинах, рас-
положенных южнее опытного участка, обусловили неравномерность движения фронта
горения, трудность регулирования процесса и распространение нагнетаемого воздуха
далеко за пределы опытного участка. Этому способствовала активность краевой пла-
стовой воды в северной части участка [7].
Важной задачей обеспечения успешного хода внутрипластового горения явля-
ется изыскание средств и способов регулирования процесса. Принцип регулирова-
ния соотношением отборов из скважин в зависимости от их геолого-промысловой ха-
рактеристики и от положений по отношению к продвигающемуся фронту горения
наиболее апробирован на практике. При этом устанавливается оптимальный уровень
закачки воздуха в нагнетательную скважину, его диапазон и способ реализации, вклю-
чая количество и размещение воздухонагнетательных скважин.
Другая актуальная задача — изучение физико-химических процессов, протекаю-
щих при внутрипластовом горении, поиск различных добавок в закачиваемый агент
для повышения технико-экономической и технологической эффективности процесса [2].
Контроль за состоянием термогидродинамических условий на опытном участке
осуществляется путем использования карт изобар и изотерм. Это позволило, в частно-
сти, обоснованно перейти к освоению новой воздухонагнетательной скважины к северу
от существующей, когда в ней обнаружился дефект эксплуатационной колонны. Это
мероприятие осуществлено переносом очага нагнетения воздуха из скв. 7617 (рис. 8.16).
С начала эксперимента происходят прорывы газообразной продукции в добыва-
ющие скважины. Отмечались периодические прорывы иногда всего количества зака-
чиваемого воздуха в скв. 7608. Прорывы газов, включающих воздух, окись и диоксид
углерода, сероводород и нефтяной газ, фиксируются в указанном направлении и в
других скважинах от первого до четвертого эксплуатационных рядов от воздухонаг-
нетательной скважины.
Комплекс температурных замеров осуществляется с помощью записывающих
термометров СТАВ, ТЭГ-36, Т-4.
Удельный расход воздуха можно снизить и повысить эффективность внутрипла-
стового горения путем добавки в нагнетаемую воздушную смесь жидких газообраз-
ных катализаторов или добавочного топлива, либо изменением режима нагнетания
воды и воздуха.
Применение внутрипластового горения в карбонатных коллекторах сопряжено
с трансформацией этого метода в метод вытеснения нефти с помощью диоксида угле-
рода, образующегося при диссоциации карбонатов или при существенном участии СО2
в процессе вытеснения нефти.
Наибольшее распространение из числа термических методов добычи тяжелой
нефти получил метод паротеплового воздействия, так как пар обладает большей теп-
лоемкостью, чем вода и газ.
Механизм воздействия пара на уровень добычи нефти довольно сложный. При
нагнетании пара не только снижается вязкость и ослабляются структурно-механи-
ческие свойства пластовой нефти, но происходит термическое расширение нефти, из-
меняется компонентный состав в результате термического крекинга при температу-
рах выше 300—400°С и низких давлениях. Кроме того, снижается поверхностное на-
тяжение, изменяется капиллярное давление, относительная проницаемость и тип сма-
чиваемости коллектора. В результате совместного воздействия всех перечисленных
факторов снижается величина остаточной нефтенасыщенности.
При вытеснении нефти паром прогрев пласта осуществляется в результате непре-
рывной закачки в него горячего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти
через добывающие скважины. Для осуществления этого процесса необходимо поддер-
живать устойчивую гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающи-
ми скважинами. Для этого осуществляют несколько циклов закачки пара в нагнета-
тельные и добывающие скважины перед началом непрерывной закачки пара. Обычно в
качестве теплоносителей используют горячую воду, пар или газ. К недостаткам метода
относятся низкая эффективность его использования в продуктивных пластах с малой
толщиной, потребность в больших количествах воды и оборудования для ее подготов-
ки, низкая вытесняющая способность агента в неоднородных коллекторах из-за малой
вязкости закачиваемого агента.
Для увеличения нефтеизвлечения из залежей вязкостью нефти более 30 мПа • с
созданы 19 технологий паротеплового воздействия и 6 технологий внутрипластово-
го горения.
Наиболее успешным паротепловое воздействие (ПТВ) оказалось на залежах не-
фти с вязкостью более 50 мПа*с, а наибольший прирост нефтеотдачи отмечался на
залежах с вязкостью более 100 мПа*с. ПТВ можно использовать и при доразработке
истощенных месторождений легкой нефти [18].
С точки зрения обеспечения допустимых потерь тепла по стволу скважин при
использовании наземных парогенераторов максимальная глубина продуктивных го-
ризонтов не должна превышать 1000 метров.
Необходимым условием успешного применения метода является изолирован-
ность объекта. Это предотвращает утечки рабочего агента, потерю давления и тепло-
вой энергии. Наличие газовой шапки и обширных водонефтяных зон и зон слияния
отрицательно сказывается на эффективности процесса.
Эффективность процесса повышается с ростом нефтенасыщенности пласта. Наи-
более успешно метод применяется на залежах с нефтенасыщенностью 60—70%. Ниж-
ний предел применимости ПТВ по нефтенасыщенности ограничивается 40%.
ПТВ может быть успешно реализован при плотностях сетки до 4 га/скв. С уве-
личением глубины залегания и толщины пласта ПТВ применяется при более редкой
сетке скважин.
Таким образом, применение паротеплового воздействия может быть эффектив-
ным в широком диапазоне геолого-физических условий. Однако возможность при-
менения метода на конкретном месторождении следует тщательно обосновать.
8.5. Микробиологическое воздействие на нефтяную залежь
Технология микробиологического воздействия на залежь с целью увеличения
нефтеотдачи пластов может быть реализована по двум направлениям:
— биосинтез микроорганизмов и питательных сред, закачиваемых с поверхности,
непосредственно в пласте;
— биосинтез микроорганизмов в промышленных условиях и последующая закач-
ка их растворов в пласт.
В Татарстане метод микробиологического воздействия испытывается по мелас-
совой технологии с использованием микроорганизмов рода клостридиум. Такие мик-
роорганизмы обеспечивают интенсивное брожение, в процессе которого генерируют-
ся органические кислоты, спирты, ПАВ, а также СО2 и Н2.
При реализации технологического процесса на установке по приготовлению и за-
качке культуры клостридиум используются следующие химические реагенты: меласса
свекловичная, гидроокись натрия, хлористый аммоний и триполифосфат натрия.
Опытный участок по испытанию мелассовой технологии выбран на залежи
№ 302. Схема расположения скважин опытного участка представлена на рис. 8.17.
Опытный участок характеризуется следующими геолого-физическими парамет-
рами пластов: нефтенасыщенная толщина — 8,3 м, пористость — 11,0% , начальная
нефтенасыщенность — 0,79. Нефти башкирских отложений относятся к тяжелым, вы-
сокосернистым и высоковязким.
На опытном участке в период с 1992 по 1994 год обводненность продукции прак-
тически не изменяется и составляет около 70%.
Рис. 8.17
Схема
расположения
опытного
участка
мелассного
заводнения
залежи № 302
В течение трех лет закачано 1010 т мелассы. За этот период дополнительно до-
быто 4,8 тыс.т нефти [8].
Кроме того, на трех опытных участках Сармановской, Зай-Каратайской и Азна-
каевской площадей проводились промысловые испытания технологии активизации
пластовой микросферы путем циклической закачки малых объемов аэрированных ра-
створов минеральных солей в нефтяные коллекторы.
Технологический эффект от микробиологического воздействия начал проявлять-
ся через 6—10 месяцев. Работы на двух опытных участках Сармановской и Зай-Кара-
тайской площадей закончены по технологическим причинам в 1991 году.
Общая дополнительная добыча составила 41,1 тыс.т. Доля дополнительной до-
бычи нефти с участков за счет применения метода равна 32,9%.
В настоящее время проходит испытание модификация метода активизации пла-
стовой микрофлоры в условиях высокой степени промытости призабойной зоны на-
гнетательной скважины. На двух опытных участках Зай-Каратайской и Западно-Ле-
ниногорской площадей проводятся работы по активизации пластовой микрофлоры с
вводом питательных веществ на основе углеводородов. Первые результаты испыта-
ний свидетельствуют о технологической и экономической эффективности новых мо-
дификаций базовой технологии.
В Башкортостане микробиологический метод воздействия на призабойную зону
основан на способности биоценоза активного ила размножаться в условиях пласто-
вой среды, на селективных закупоривающих свойствах биомассы активного ила, спо-
собствующих увеличению коэффициента охвата пласта заводнением, и на эффекте
газовыделения в процессе жизнедеятельности активного ила. В совокупности все
это способствует увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта. В качестве сырья
используется активный ил очистных сооружений биохимических и нефтехимичес-
ких производств.
Технология этого метода заключается в закачке через нагнетательную скважину
50 м3 активного ила 1,5% концентрации либо 15—25 м3 сгущенного активного ила.
За 1986—1989 годы на месторождениях Башкортостана проведено 27 скважино-
операций по закачке активного ила: на четырех скважинах продуктивных песчаников
угленосной толщи нижнего карбона Воядинского и Бураевского месторождений, на
семнадцати скважинах Юсуповской площади Арланского месторождения и на шести
скважинах продуктивных девонских песчаников Севере-Сергеевской площади.
Эти объекты характеризуются сложным строением и находятся на поздней ста-
дии разработки с обводненностью продукции свыше 90%.
По данным НПО «Союзнефтеотдача» на Воядинском и Бураевском месторож-
дениях в результате микробиологического воздействия за 1988—1989 годы дополни-
тельно добыто 94 тыс. т нефти, или 23,5 тыс.т на одну скважину [7].
8.6. Эффективность технологий повышения
нефтеотдачи пластов в АО «Татнефть»
Итак, на месторождениях Татарстана и Башкортостана нашли широкое приме-
нение третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. В Татарстане, к примеру,
более 400 млн.т запасов охвачено воздействием третичными методами. За счет вне-
дрения известных в отечественной и зарубежной практике технологий добыто свыше
18 млн.т нефти.
Среди третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов по масштабам при-
менения, разнообразию технологий и эффективности выделяются физико-химичес-
кие. Причем, среди физико-химических методов оказываются более эффективными
те, которые одновременно обеспечивают расширение охвата глубокозалегающих зон
пласта воздействием и лучший отмыв остаточной нефти из заводненного объема.
Это подкрепляется анализом результатов применения третичных методов уве-
личения нефтеотдачи пластов за период с 1 ноября 1995 года по 1 февраля 1997 года
(табл. 8.3).
Из таблицы видно, что на залежах Татарстана в последние годы применяются
32 технологии на основе 23 различных реагентов. В результате внедрения технологий
с одного опытного участка добывается от 230—250 до 6500—7000 т дополнительной
нефти. Продолжительность эффекта составляет 0,5—5 лет. К высокоэффективным сле-
дует отнести технологии по закачке растворов на основе полимеров, оксиэтилцеллю-
лозы, микробиологическое воздействие, то есть технологии с глубоким воздействием
на продуктивный пласт. При применении же технологий с воздействием на участки
пласта вблизи призабойной зоны скважин эффективность оказывается недостаточно
высокой. В связи с этим для дальнейшего внедрения следует рекомендовать техноло-
гии, обеспечивающие воздействие на удаленные зоны с тем, чтобы охватить большой
объем нефтенасыщенного пласта. Следует иметь в виду, что применение технологий
на ранних стадиях при высокой нефтенасыщенности пласта, как правило, оказывает-
ся более эффективным. Эффективность многих технологий выше на терригенных
отложениях девона. На залежах карбона эффективность технологий тесно связана с
неоднородностью строения эксплуатационных объектов, с составом и свойствами
пластовых нефтей. В связи с этим следует более тщательно подбирать технологии
воздействия на пласты каменноугольных и пермских отложений.
Таблица 8.3
Сравнительная технологическая эффективность применения
третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов на
залежах Татарстана в период 11.1995 - 02.1997 гг.
Метод воздействия на пласты с применением химических реагентов Асимтотическая величина сред- ней дополнительной добычи неф- ти на одном опытном участке, т Средняя продол- жительность эф- фективности, мес.
1 2 3
Алкилированная серная кислота с ПАВ 7000 60
Алкилированная серная кислота или полиакриламид 6100-6500 42-60
Оксиэтилцеллюлоза 5200 36
Тринатрийфосфат либо алкилиро- ванная серная кислота и нефть, либо микробиологическое воздействие 4000 24-60
Неионогенные ПАВ или сульфацел 3600-3700 24
Полимернодисперсная система с алюмохлоридом, оторочка соляной кислоты, полиакриламид с акусти- ко-химическим воздействием 2500-2700 24-60
Полимердисперсная система, ПДС в сочетании с хлористым кальцием, коллоидно-дисперсная система 1900-2100 12-60
Сейсмоакустическое воздействие или СМПХ-95М 1700-1800 18-36
Силикат натрия или волокнисто- дисперсная система 1300 18-24
Полиакциламид с оксиэтилцеллю- лозой, алюмохлорид или щелочные стоки производства капролактама 850-1000 18-24
Силикатно-полимерный гель, уг- леводородная композиция СНПХ - 9630 или резиновая крошка 650-760 12-24
Биополимер или высокомодульное жидкое стекло 530-540 12
Вязкоупругие системы 300-400 6-18
Реагент ДНПХ -1 230-240 12-18
9. Состояние и перспектива развития работ по стимуляции
притока и капитальному ремонту скважин
9.1. Системные технологии интенсификации притока
на залежах в карбонатных коллекторах
Повышение эффективности разработки залежей в карбонатных коллекторах име-
ет важное народнохозяйственное значение и в последние годы является приоритет-
ной задачей научно-практической деятельности многих коллективов [200,201]. На-
учно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связа-
ны прежде всего с разработкой и внедрением новых технологий обработки призабой-
ной и удаленной зоны скважин на залежах в карбонатных коллекторах.
Важное значение в концептуальном подходе к методам обработки призабойной
зоны скважин в карбонатных коллекторах имеет проблема выбора последовательнос-
ти применения того или иного физико-химического воздействия на продуктивный
пласт. Под этим понимается стратегия применения технологий кислотного воздей-
ствия на скважине, начиная с ввода ее в эксплуатацию и кончая поздней стадией раз-
работки залежи, для поддержания рентабельного уровня добычи и максимально воз-
можного коэффициента нефтеотдачи.
Обзор зарубежной литературы в этом направлении свидетельствует о том, что
нефтяные компании развитых стран отдают приоритет методам, способствующим уве-
личению глубины обработки пласта. За последние годы за рубежом запатентованы
десятки кислотных составов и технологий, основанных на эффекте регулирования
скорости реакции кислот с породой пласта.
В отечественной практике большое внимание уделяется увеличению охвата пла-
ста кислотным воздействием по его толщине. Повышение эффективности работ дос-
тигается модернизацией первичных солянокислотных обработок: поинтервальные и
направленные кислотные обработоки, создание каверн-накопителей путем многократ-
ных кислотных ванн или циркуляции кислотного состава за обсадной колонной. Все
эти методы применяются бессистемно, имеют одну цель - добыть как можно больше
нефти из конкретной скважины, что не способствует общей стратегии — повышению
коэффициента нефтеизвлечения. Подобный подход к обработке призабойной зоны
скважин в карбонатных коллекторах, по нашему мнению, является ошибочным и не-
рациональным. Например, создание в начальный период эксплуатации скважин за
обсадной колонной в зоне продуктивного пласта каверн значительного объема с пол-
ным разрушением цементного камня переводит скважину в категорию сложных объек-
тов. На них нельзя выполнить поинтервальную или направленную солянокислотную
обработку, невозможно проводить водоизоляционные и другие работы.
Анализ экспериментальных и промышленных работ в области совершенствова-
ния солянокислотных обработок скважин на месторождениях Татарстана и других
регионов позволил выработать концепцию системных солянокислотных воздействий
на карбонатные коллекторы. В основу ее легли новые высокоэффективные техноло-
гии, разработанные в подразделениях АО «Татнефть».
Согласно этой концепции на стадии ввода скважин в эксплуатацию рекоменду-
ется проведение традиционной простой солянокислотной обработки, которая может
сочетаться с методами вторичного вскрытия пластов. После первичной кислотной об-
работки скважины, как правило, не требуют воздействия в течение 1,5 — 2 лет.
В дальнейшем рекомендуются технологии, позволяющие вовлечь в работу всю
перфорированную толщину пласта. Для этого разработаны и широко используются
две: технология направленной солянокислотной обработки пластов толщиной до 10
м и технология циклической направленной солянокислотной обработки для пластов
толщиной более 10 м.
Реализация их не требует специального пакерного оборудования.
Технология направленной солянокислотной обработки включает в себя последо-
вательную закачку в скважину (с последующей продавкой в пласт) временно блокиру-
ющего инертного к кислоте коллоидного состава и соляной кислоты [9] Временно бло-
кирующий состав заполняет работающие участки пласта, тем самым предотвращает
поступление в них кислоты. Кислота продавливается в неработающие зоны пласта.
При освоении скважины временно блокирующий состав разжижается пласто-
вой нефтью и деблокирует дренированные участки. В результате направленной обра-
ботки пласта приток нефти в скважину осуществляется и по ранее работавшим и по
вновь обработанным бездействовавшим участкам. При реализации направленной со-
лянокислой обработки с соблюдением технологии достигается многократное увели-
чение производительности скважин.
В АО «Татнефть» технология направленной солянокислотной обработки широ-
ко применяется с 1985 года. За этот период выполнено более 500 скважино-операций.
Технология циклической направленной солянокислотной обработки представля-
ет собой несколько последовательно выполняемых операций направленной солянокис-
лотной обработки за одну скважино-операцию, то есть за один спуск колонны насосно-
компрессорных труб. Необходимость разработки такой технологии вызвана наличием
продуктивных пластов толщиной 15—40 м, в которых неработающие участки составля-
ют до 75% перфорированной толщины пласта. При обычной направленной обработке
кислотному воздействию подвергаются 5—7 м толщины пласта. При циклической на-
правленной солянокислотной обработке эта величина практически не ограничена и за-
висит от количества циклов закачки порций блокирующего состава и кислоты. Этот
вид обработки получил широкое распространение на нефтяных месторождениях Уд-
муртии. Начиная с 1987 года там проведено более 300 скважино-операций.
Анализ результатов промышленного системного внедрения указанных выше тех-
нологий на месторождениях Татарстана и Удмуртии позволяет отнести эти способы к
физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пластов. Одним из подтверж-
дений этого положения является рост пластового давления практически на всех обра-
ботанных скважинах, а это свидетельствует о подключении в работу зон, не имевших
ранее гидродинамической связи со стволом скважины.
Третий этап в системе стимуляции скважин составляют методы глубокого хими-
ческого воздействия на продуктивный пласт. Это перспективное направление работ
до последнего времени сдерживалось отсутствием отечественных загущенных кис-
лотных составов замедленного действия. Совместные научно-исследовательские ра-
боты ученых и специалистов АО «Татнефть» дали результаты. Экспериментально обо-
снована эффективность применения технического лигносульфоната (упаренного мо-
носульфидного черного щелока) — многотоннажного отхода целлюлозно-бумажного
производства — в качестве замедлителя реакции соляной кислоты с карбонатной по-
родой. Установлено, что при одинаковых условиях скорость реакции кислотного со-
става со щелоком в 25—50 раз меньше, чем скорость реакции водного раствора соля-
ной кислоты. Благодаря этому свойству двухкомпонентный кислотный состав можно
закачивать глубоко в пласт без существенной потери химической активности кислоты.
Новый кислотный состав получил товарное наименование СКМД — смесь кислотная
медленного действия.
Еще более замедленной скоростью реакции с породой пласта обладают нефте-
кислотные эмульсии, представляющие собой дисперсную систему, внешней средой
которой является товарная нефть, а дисперсной фазой — водный раствор соляной кис-
лоты. Разработаны двухкомпонентные рецептуры нефтекислотных эмульсий с регу-
лируемой вязкостью и скоростью реакции.
На основе кислотосодержащих составов замедленного химического действия раз-
работана технология глубокой солянокислотной обработки пласта. Сущность техно-
логии заключается в последовательной закачке в скважину расчетных объемов неф-
текислотной эмульсии, водного раствора соляной кислоты и СКМД. Нефтекислот-
ная эмульсия выполняет две функции: при глубоком проникновении в наиболее дре-
нированные трещиноватые интервалы пласта она временно блокирует их от основно-
го кислотного воздействия, в то же время постепенно обрабатывает фильтрационные
каналы. Раствор соляной кислоты, закачиваемой вслед за нефтекислотной эмульси-
ей, не имея доступа в блокированный трещиноватый интервал, вскрывает неработаю-
щую матрицу пласта. После этого продавливают СКМД глубоко в пласт для образова-
ния новых каналов растворения в матрице пласта. При малой толщине пласта техноло-
гия предусматривает закачку в пласт только СКМД. Технология глубокой солянокис-
лотной обработки позволяет в 10—20 раз увеличить радиус кислотного воздействия.
С 1990 года на месторождениях Татарстана и Удмуртии по технологии глубокой
солянокислотной обработки проведено 250 скважино-операций.
Развитием идеи глубоко проникающего физико-химического воздействия на кар-
бонатный пласт явилась новая технология кислотного гидравлического разрыва пла-
ста, основанная на применении загущенных кислотосодержащих рабочих жидкостей.
Геометрию трещин заранее формируют предварительной гидропескоструйной перфо-
рацией скважины. Разрыв пласта осуществляют нефтекислотной эмульсией с расчет-
ной вязкостью и плотностью. Дальнейшее расширение сети трещин в пласте осуще-
ствляют закачкой СКМД. За счет неравномерной химической активности минера-
лов, составляющих породу пласта, и замедленной реакционной способности кислоты
на поверхности трещин разрыва образуются произвольно ориентированные каналы
растворения.
После снятия высокого давления трещины смыкаются уже не по всей поверхности,
а по некоторым ее участкам, не подвергшимся воздействию СКМД. Таким образом отпа-
дает необходимость трудоемкой затратной операции закрепления трещин гидроразрыва.
Технология кислотного гидравлического разрыва пласта испытывается с 1992
года на месторождениях АО «Татнефть» и «Удмуртнефть». Положительные резуль-
таты, полученные на восьмидесяти скважинах, эксплуатирующих башкирские и ве-
рейские горизонты', позволили приступить к промышленному внедрению новой тех-
нологии при значительно меньших затратах по сравнению с зарубежной технологией
гидравлического разрыва пласта.
Комплекс технологий стимуляции добывающих скважин и повышения нефте-
отдачи карбонатных коллекторов, позволяет существенно продлить период достаточ-
но высокой продуктивности скважин, вовлечь в разработку всю толщину карбонат-
ного пласта с последующим максимальным увеличением радиуса зоны дренирова-
ния. Технологические решения комплексного воздействия на призабойные зоны сква-
жин могут системно или автономно применяться на месторождениях с карбонатными
коллекторами не только Татарстана и Удмуртии, но и других регионов России и СНГ.
Рекомендуется следующая системная последовательность операций солянокис-
лотной обработки объектов в карбонатных коллекторах:
— простая солянокислотная обработка;
— направленная или циклическая направленная солянокислотная обработка;
— глубокая солянокислотная обработка;
— кислотный гидроразрыв пласта;
— методы увеличения диаметра ствола в призабойной зоне скважины - создание
каверн-накопителей, СКО в динамическом режиме и др.
Для восстановления и увеличения продуктивности и приемистости скважин, эк-
сплуатирующих карбонатные пласты, в Башкортостане нашли широкое распростра-
нение кислотные составы замедленного действия на основе алюмохлорида [7,203].
Растворение карбонатных пород с применением композиций на основе алюмохло-
рида достигается благодаря образованию соляной кислоты в результате гидролиза хло-
рида алюминия. Применение композиций на основе хлорида алюминия увеличивает на
два порядка продолжительность взаимодействия кислотного раствора с карбонатами.
Товарный алюмохлорид должен содержать 200—300 г/л основного вещества (хло-
рида алюминия) при pH раствора 0,6—2,0. Температура замерзания раствора равна
минус 40° С.
Технология заключается в циклической закачке 20% раствора каустической соды
и алюмохлорида в равном объемном соотношении с созданием между ними водной
буферной зоны. Технология и ее модификации испытаны на 14 скважинах НГДУ
«Краснохолмскнефть»,«Аксаковнефть», «Южарланнефть» и «Чекмагушнефть» в сен-
тябре-ноябре 1994 года. Успешность работ составила 76%. Так, по блоку нагнетатель-
ных скв. 4114 и 4181 Ново-Хазинской площади из восьми окружающих добывающих
скважин на закачку реагента отреагировали шесть. По характеристикам вытеснения
за три месяца дополнительно добыта 881 т нефти. Обводненность продукции по бло-
ку за этот период времени снизилась с 96% до 92%.
Снижение обводненности и прирост добычи нефти отмечены и на скв. 362 Раев-
ского месторождения после закачки оторочек раствора алюмохлорида и полимерного
раствора ВПА-2, разделенных оторочкой пресной воды.
9.2. Воздействие на призабойную зону скважин
со слабопроницаемыми коллекторами
В последние годы широкое распространение в процессах нефтедобычи получили
растворители на основе продуктов нефтепереработки, химических и нефтехимических
производств. К ним относится смола пиролиза, газовый бензин, бутан-бутиленовая,
бутилен-дивинильная фракции, кубовый остаток ректификации дивинила, пирокон-
денсат и отработанный керосин [204, 205]. Растворяющая способность углеводородов
увеличивается при добавлении азотсодержащих поверхностно-активных веществ.
Эффективность органических растворителей, используемых для обработки сква-
жин, зависит от состава органоминеральных осадков, которые подлежат растворению
и удалению.
Исследования ряда месторождений Башкортостана показали, что доля органи-
ческих компонентов в осадках нагнетательных скважин достигает 60%, а добываю-
щих — 80%. Содержание смол в органической части осадка составляет 20—60%, ас-
фальтенов — 10—20%. Осадки с высоким содержанием асфальтено-смолистых веществ
легче растворяются в эфирах и ароматических углеводородах.
Для подбора наиболее эффективных растворителей в институте БашНИПИ-
нефть проведены исследования нескольких побочных продуктов ряда нефтехимичес-
ких производств. Результаты работ показали, что наиболее активными растворителя-
ми являются: головная фракция производства бутиловых спиртов, пиролизная смола
и остаточная фракция алкилароматических углеводородов с пределами кипения 150—
330°С (нефрас Ар. 150/330) [205]. В 1989 году проведены успешные обработки 92 на-
гнетательных скважин в НГДУ «Южарланнефть» и НГДУ «Краснохолмскнефть».
Технологический процесс предусматривал закачку растворителя в скважину и
выдержку его на реагирование от 4 до 24 часов. Объем растворителя определялся объе-
мом обсадной колонны, в интервале которой находились органические отложения и
обычно составлял 3—5 м3 на одну операцию. После выдержки на реагирование сква-
жина переводилась на циркуляцию через затрубное пространство и НКТ, а затем от-
работанный раствор удаляли в сборную емкость или через выкидную линию в нефтя-
ной коллектор.
При обработке призабойной зоны пласта объем растворителя составлял 0,8—1,0 м3
на 1 м эффективной толщины пласта. Закачка растворителя осуществлялась по колон-
не НКТ, башмак которой устанавливался на уровне нижнего интервала перфорации.
После закачки в скважину растворитель продавливался в призабойную зону пласта.
Время выдержки на растворение составляло 6—8 часов. В дальнейшем скважина под-
ключалась на форсированную закачку воды от насосного агрегата, а затем на закачку от
КНС..Весь цикл.работ проводился без.монтажа грузоподъемных сооружений.
При проведении технологического процесса устье скважины обвязывалось с пе-
редвижным насосным агрегатом ЦА-320 и автоцистерной с растворителем. Раствори-
тель закачивался в скважину, выдерживался в течение 4-х часов на реагирование и
вновь продавливался в пласт, но не полностью. В колонне НКТ оставались 1—2 м3
растворителя. В дальнейшем скважина подключалась к закачке воды от КНС.
Вариант ускоренной обработки без монтажа подъемных сооружений значитель-
но сокращает продолжительность операций на скважинах [205].
Одним из высокоэффективных способов интенсификации добычи нефти и уве-
личения коэффициента нефтеизвлечения слабопроницаемых коллекторов с низкой
продуктивностью является гидроразрыв пласта. Теория и практика гидравлического
разрыва пласта описана достаточно подробно [207].
С 1991 по 1994 год на Ромашкинском месторождении выполнены 190 операций
по гидравлическому разрыву пласта, в том числе 19 операций — на Абдрахмановской
площади с целью оценки возможности интенсификации добычи нефти в поздней ста-
дии эксплуатации многопластового объекта. Метод определения технологической эф-
фективности получил логически завершенную форму [208].
Для изучения возможности увеличения темпов отбора нефти, повышения коэф-
фициента нефтеизвлечения отдельных песчаных линз и пластов слабопроницаемых
коллекторов верхней пачки выбран опытный участок по пласту бу
Гидравлические разрывы пласта б3 в скв. 8992, 3329, 23457, 23458 выполнены
оборудованием и по технологии Halliburton services. Осуществлено сопоставление эк-
сплуатационных характеристик скважины 8902 опытного участка, на котором был
выполнен гидравлический разрыв пласта, и сходной по геолого-промысловой харак-
теристике скважины 8904 участка, где операция не проводилась.
За период с августа 1990 года по декабрь 1994 года на скв. 8902 добыто 4599 т
нефти и 8925 т жидкости, а на скв. 8904 — 1954 т нефти и 3477 т жидкости. Прирост
добычи нефти от гидравлического разрыва пласта по скв. 8902 составляет 2645 т. На
рис. 9.1 представлена характеристика вытеснения по опытному участку в целом [122].
В числе новых и перспективных методов, применяемых на месторождениях Та-
тарстана в последние годы, является сейсмоакустическое воздействие [209]. Сейсмоа-
кустическое воздействие основано на использовании упругих волн, возбуждаемых в
скважине против продуктивного пласта. Прохождение упругих волн через насыщен-
ные пористые среды в условиях сложного напряженного состояния пород вызывает сей-
смоакустическую эмиссию, сопровождаемую возникновением трещин. При длитель-
ном сейсмоакустическом воздействии происходит накопление трещин. Слабые воздей-
ствия, осуществляемые в течение длительного времени, приводят к возникновению тре-
щин на больших удалениях от скважины. Возникновение новых трещин на участках, не
вовлеченных в эксплуатацию или менее-выработанных, чем окружающие пласты-кол-
лекторы, приводит к снижению обводненности, увеличению охвата выработкой и в ре-
зультате к увеличению коэффициента нефтеизвлечения. Появление дополнительных
трещин приводит также к изменению напряженного состояния пород и образованию
отдельных небольших разуплотненных или маленьких уплотненных участков. Таким
образом, достигается увеличение или уменьшение дебитов отдельных скважин. Изме-
нение напряженного состояния вызывает перераспределение остаточной нефти по от-
дельным прослоям за счет различных барических и капиллярных сил. Это также ведет
к увеличению коэффициента нефтеизвлечения.
Одним из основных критериев при применении сейсмоакустического воздей-
ствия является неоднородность продуктивных пластов по проницаемости. Технология
сейсмоакустического воздействия снижает степень неоднородности по проницаемости и
вместе с тем по нефтенасыщенности. Это обеспечивает увеличение охвата запасов нефти
выработкой. Объектом сейсмоакустического воздействия следует считать также подвер-
гнутые обработке объемы выше- или нижезалегающих пластов на расстоянии 20—50 м.
Предельный радиус сейсмоакустического воздействия достигает 2000 м от скважины.
Совместными исследованиями ученых и специалистов АО «Татнефть» разрабо-
тана новая технология комплексного акустико-химического воздействия на приза-
бойную зону, основанная на синхронизации во времени ряда физических эффектов -
термоакустических полей в ультразвуковом диапазоне, отмыва органоминеральных
загрязнений специальным составом, гидрофобизации поровых каналов в нефтяных
скважинах, повышения полноты очистки пласта за счет поддержания оптимального
гидродинамического режима обработки.
Технология основа на применении генератора ультразвуковых колебаний. Ульт-
развуковые колебания передаются от преобразователя по электрокабелю на забой-
ный излучатель, устанавливаемый в интервал обработки призабойной зоны скважи-
ны. Предварительно интервал обработки заполняют специальным обрабатывающим
составом. Режимы, мощность и темп акустической обработки призабойной зоны оп-
ределяются импульсно-энергетическими показателями, типом и конструкцией пре-
образователя и излучателя. Влияние акустического поля на обрабатывающий состав,
а следовательно, и на жидкие и твердые загрязнения в призабойной зоне заключается
в возникновении в нем знакопеременных, быстропротекающих во времени высоких
градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения кольматирую-
щих структур и пристенных аномальных слоев пластовых жидкостей в порах.
Технология в первую очередь предназначена для восстановления продуктивнос-
ти скважин, призабойная зона которых практически заблокирована в результате мно-
гократных глушений соленой водой и продолжительного отложения асфальто-смо-
листых и парафинистых веществ.
Первые результаты свидетельствуют о том, что технология комплексной акус-
тико-химической стимуляции работы скважин в терригенных пластах является од-
ним из наиболее перспективных способов ввода в эксплуатацию малодебитного про-
стаивающего фонда скважин.
В АО «Татнефть» технология успешно внедряется с 1996 года. Использование
технологии комплексной стимуляции скважин на бездействующем нерентабельной
фонде привело к устойчиво высокому режиму работы их с дебитами нефти 5—8 т/сут.
Приемистость нагнетательных скважин возросла в 2—2,5 раза.
Для интенсификации добычи нефти в Татарстане широко применяется так на-
зываемая депрессионно-репрессионная технология обработки призабойной зоны сква-
жины в импульсном режиме. Метод разработан в тресте Татнефтегеофизика Зубо-
вым Ю.В., Воронцовым В.М., Корженевским А.Г. и др. [210].
Отличительной ее особенностью является многократность создания импульсов
давления, направленных из пласта в скважину и в обратном направлении.
Проведение депрессионно-репрессионных обработок призабойной зоны скважин
позволяет, по мнению авторов, существенно повысить коэффициент продуктивности
за счет использования эффекта гидроудара. Способ осуществляется путем периоди-
ческой пакеровки и распакеровки скважин с одновременным открытием и закрытием
впускного клапана посредством осевого перемещения клапана с комплектом испыта-
теля пластов на трубах. После спуска испытателя пластов на забой скважины произ-
водят его пакеровку и открывают впускной клапан. При этом на забое скважины про-
исходит резкое снижение давления в результате поступления жидкости из скважины
в колонну насосно-компрессорных труб. Депрессия на пласт способствует извлече-
нию флюидов вместе с загрязняющими призабойную зону веществами.
После кратковременной выдержки скважины под депрессией испытатель плас-
тов распакеровывают. Давление в интервале перфорации возрастает до гидростати-
ческого. Циклы обработки в такой последовательности повторяются несколько раз.
Применение метода позволяет значительно интенсифицировать приток нефти в сква-
жину [211]. Глубокое изучение механизма гидроударных процессов, а именно возник-
новения и трансформации гидроимпульсов в многофазных средах и теплофизичес-
ких условиях, позволит не только обогатить науку новыми знаниями в этом направ-
лении, но и разработать на их основе высокоэффективные и недорогие методы воз-
действия на пласт.
9.3. Эффективность работ по стимуляции притока нефти на скважинах
В АО «Татнефть» применяются разнообразные методы стимуляции притока не-
фти к скважинам. Направлены они на вовлечение в разработку слабопроницаемых
нефтенасыщенных интервалов и ухудшение притока воды из водопроводящих кана-
лов в скважины.
На породы призабойной зоны оказывают механическое, химическое, физичес-
кое и комбинированное воздействия с целью вовлечения нефтенасыщенных интерва-
лов. Ухудшение условий для притока воды достигается гидрофобизацией поверхнос-
ти пор водопроводящих зон закачкой в эти зоны закупоривающих веществ и компо-
зиций реагентов.
Ниже приведены результаты реализации технологий по стимуляции притока не-
фти на скважинах АО «Татнефть» за последние несколько лет (табл. 9.1).
Из таблицы следует, что наиболее эффективны методы создания трещин и кана-
лов растворения в призабойной зоне путем гидравлического разрыва и применения
кислотных обработок. Эффективность работ по вовлечению слабопроницаемых ин-
тервалов в три-четыре раза меньше, несмотря на использование интенсивных мето-
дов воздействия на породы призабойной зоны.
Методы избирательного воздействия на водопроводящие каналы оказываются
менее эффективными по сравнению с методом вовлечения в разработку слабопрони-
цаемых интервалов. Эффективность методов очистки пород призабойной зоны и по-
верхности прифильтровой зоны значительно ниже (до десяти раз) по сравнению с
указанными выше методами стимуляции притока нефти.
9.4. Новые материалы и технологии водоизоляции скважин
Многие месторождения Волго-Уральской зоны вступили в позднюю стадию. При
разработке месторождений с использованием искусственного или естественного ак-
тивного водонапорного режима на этой стадии сопровождается добычей большого
объема попутной пластовой воды. Перекачка, промысловая подготовка и утилизация
этой воды требуют значительных материальных затрат и повышают экологическую
нагрузку в регионе нефтегазодобычи. Это предопределяет важность решения пробле-
мы ограничения добычи попутной воды. Одним из путей ее решения является каче-
ственное проведение водоизоляционных работ на скважинах. Им предшествует дос-
товерное прогнозирование причины обводнения продукции, разработка рецептуры
изоляционного материала и технологии работ, а также создание методов контроля за
результатами их внедрения на скважинах.
Таблица 9.1
Эффективность работ по стимуляции притока жидкости на скважинах
АО «Татнефть» в 1995—1997 годы
Метод воздействия на призабойную зону скважин Эффективность метода воздействия
асимптотическая величина допол- нительной до- бычи нефти на одну скважину, т продолжитель- ность эффекта, мес.
1. Создание макро- и микротрещин и каверн: — гидравлический разрыв пласта 2800 .42
— сейсмоакустическое воздействие 2500 12
— системное кислотное воздействие 2300 36
— размыв кавернонакопителей 2300 60
2. Повышение охвата притоком слабопроницаемых интервалов пласта: — массированная солянокислотная обработка 660 30
— направленная солянокислотная обработка 700 18
— солянокислотная обработка 680 12
— углеводороднокислотная обработка с использованием СНПХ-9010 470 24
3.Избирательное воздействие на водонасыщенные интервалы пласта: — применение гипана с жидким стеклом 750 24
— биополимерное воздействие 580 24
— гидрофобизация пород 390 24
— применение резиновой крошки 270 24
4. Очистка призабойной зоны, стенки скважины и перфорационных отверстий от загрязнений: — разглинизация пород призабойной зоны 490 24
— применение углеводородной композиции СНПХ-9630 360 24
— термобароимплозия 230 6
— волновое воздействие 190 24
— декольматация поверхности стенок скважин 170 '18
— термоимплозия с дополнительной перфорацией 160 12
— закачка растворов ПАВ 100 6
Таблица 9.2
Объем ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ
в АО «Татнефть»
Год Количество ремонтов
всего ПО изоляции вод и пластов по охране недр
В добывающих скважинах
1970 620 460 160
1975 958 425 304
1980 1493 651 552
1985 994 453 332
1990 1540 355 1037
1995 2096 410 298
В нагнетательных скважинах
1970 73 15 58
1975 235 33 202
1980 385 34 351
1985 401 31 320
1990 1519 73 1446
1995 2887 66 1356
Для прогноза путей проникновения воды в скважину используются разнообраз-
ные методы [251, 256, 262]. Вода поступает в скважину по высокопроницаемым про-
слоям и зонам неоднородного пласта из-за подъема водонефтяного контакта и.проры-
ва подошвенной воды, а также из-за негерметичности цементного камня и эксплуата-
ционной колонны.
Водоизоляционные работы на скважинах ежегодно проводятся в нарастающем
объеме (табл. 9.2) [8].
В Татарстане принят принцип опережающей выработки базисных пластов с уче-
том значительной неоднородности и расчлененности коллекторов. С целью ограни-
чения отбора попутной воды при достижении предельно допустимого обводнения про-
изводится изоляция базисного пласта. Это способствует интенсификации выработки
менее проницаемых слоев и зон неоднородного пласта. Кроме того, применение этого
принципа ускоряет выделение алевролитов и водонефтяных зон в самостоятельные
объекты и позволяет путем специального воздействия достичь более полной их выра-
ботки в пределах заводненных коллекторов.
Таким образом, последовательное отключение из эксплуатации высокообводненных
слоев и зон ослабляет влияние неоднородного строения пласта и является одним из эф-
фективных условий обеспечения полноты выработки залежей углеводородного сырья. В
этом случае важно не упустить участки с большим объемом остаточной нефти, поэтому
отключение обводненных пластов производится после оценки их нефтенасыщенности
различными методами. В первую очередь водоизоляционные работы проводятся на сква-
жинах, ближайших к нагнетательному ряду, реже - на линиях стягивающих рядов [8].
В настоящее время в Татарстане накоплен богатый опыт проведения работ по
изоляции пластов, независимо от его положения, в разрезе скважин при наличии пе-
ремычек между пластами достаточной величины.
Для изоляции вод применяют селективные и неселективные методы и разнообраз-
ные материалы (рис. 9.2) [77, 250, 253, 256, 258—261]. Селективные методы могут быть
основаны на использовании селективных изолирующих реагентов, формирующих в
поровом пространстве тампонирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую
в воде, а также реагенты селективного действия, закупоривающие поровое простран-
ство при их смешивании с пластовой водой. В качестве осадкообразующих реагентов
используются нефтемазутные смеси, озокерит, мылонафт, парафин, церезин и др., но в
связи с трудностью их удаления из порового пространства пород в случае необходимо-
сти такие водоизоляционные материалы не нашли широкого применения.
Объемы применения селективных реагентов, образующих осадки при смешива-
нии их с пластовой водой, растут из года в год. В качестве таких реагентов использу-
ются тампонажные составы на минеральной основе — нефтецементные растворы. Се-
лективность этого материала заключается в схватывании его лишь при смешивании с
водой в поровом пространстве коллектора. Такие растворы готовят путем затворения
цемента в дизельном топливе, нефти и другой углеводородной среде. Раствор при
отсутствии контакта с водой сохраняет текучесть, легко проникает в призабойную зону
скважин и удаляется при освоении скважины. После задавливания в обводненную
зону и смешивания с водой нефтецементный раствор затвердевает и препятствует по-
ступлению воды из пласта.
Авторы рекомендуют нефтецементный раствор для изоляции вод высокопрони-
цаемых пластов [77]. К растворам аналогичного действия можно отнести и пеноце-
ментные ратворы [250]. Последние рекомендуются для применения в нефтяных сква-
жинах с пластовым давлением, равным или ниже гидростатическому.
К не селективным относятся методы изоляции проницаемых пластов, основан-
ные на последовательной или одновременной закачке в призабойную зону скважин
нескольких реагентов, при взаимодействии которых образуется осадок не растворяю-
щийся ни в воде, ни в нефти. Метод основан на применении следующих реагентов и
составов: гидролизованного полиакрилнитрила (гипана), гипано-формалиновой сме-
си, полиакриламида, этилсиликата, кремнийорганического реагента (АКОР) и др.
Использование гипана основано на его способности при контакте с электролита-
ми, содержащими катионы поливалентных металлов: кальция, магния, алюминия, же-
леза и др., высаливаться или образовывать комплексные соединения. Свойства обра-
зовавшегося при этом полимера зависят от вида и концентрации электролита. С кати-
онами кальция образуется плотная эластичная масса, а с катионами алюминия при
одинаковой концентрации формируется хлопьевидный осадок. При смешивании девон-
ской пластовой воды с однопроцентным раствором гипана плотностью 1060—1070 кг/м3
образуется хлопьевидный осадок, при концентрации гипана 8—17% — эластичная масса,
а при 30—50% — твердый осадок.
Осадок полимерной массы на основе гипана и пластовой воды хорошо растворя-
ется в пресной воде. В связи с этим при применении его для изоляции притока слабо-
минерализованных вод используют соли поливалентных металлов. Например, пред-
варительно закачивают в пласт 30% раствор хлористого кальция (алюминия), а затем
Рис. 9.2
Классификация водоизолирующих материалов
раствор гипана и хлористого кальция (алюминия). В качестве разделительной жид-
кости для задержки высаливания гипана используется пресная вода.
Для изоляции притока минерализованных и пресных вод часто применяют ги-
пано-формалиновую смесь [260], которая состоит из гипана, формалина и соляной
кислоты. Формалин является сшивателем, а соляная кислота - инициатором. Про-
должительность индукционного периода смеси от нескольких минут до 7—8 суток. В
этот период вязкость смеси оказывается низкой. Это облегчает закачку ее в призабой-
ную зону. Установлено, что гипано-формалиновая смесь способна проникать преиму-
щественно в высокообводненные интервалы пласта и закупоривать их.
Изолирующая способность полиакриламида основана на загущении водных раство-
ров. Кроме того, при взаимодействии полимерного раствора повышенной (0,15—0,50%)
концентрации с пластовой водой, содержащей катионы кальция, магния и др., образуется
хлопьевидный осадок, который способствует закупориванию водонасыщенных интерва-
лов пласта. Для изоляции пластов с низкой и средней проницаемостью часто применяют-
ся 0,25—1,0% водные растворы полиакриламида.
Перспективными водоизолирующими материалами являются реагенты на ос-
нове кремнийорганических соединений. Эти материалы пригодны для ограничения
притока вод с любой степенью минерализации. При взаимодействии эфиров орток-
ремниевых кислот с кислыми солями или соляной кислотой образуется стойкий во
всех пластовых флюидах тампонирующий осадок, обладающий высокой адгезией с
поверхностью пород коллектора и повышенными физико-механическими характери-
стиками. Время отвердения кремнийорганических соединений регулируется измене-
нием концентраций солей или кислоты. Широкое применение на промыслах АО «Тат-
нефть» нашел кремнийорганический продукт 119—296Т.
Технология водоизоляционных работ с применением нефтепираносернистой
смеси (НПСКС) разработана на основе отхода производства, именуемого в дальней-
шем пирановой фракцией или пираном, вырабатываемого в АО «Нижнекамскнефте-
хим». Добавление в нефть пирановой фракции, содержащей соединения с сопряжен-
ными двойными связями, сопровождается полимеризацией продуктов взаимодействия
нефти с алкилированной серной кислотой. При этом вязкость полученной тампони-
рующей массы увеличивается в 6—10 раз по сравнению с нефтесернокислотной сме-
сью (НСКС), улучшается термостабильность и работоспособность полимерной мас-
сы в диапазоне температур 20—80° С.
Предлагаемая технология позволяет уменьшить объем используемой смеси в
2—3 раза, то есть с 35—40 м3 до 12—18 м3, по сравнению с базовой технологией на
основе нефтесернокислотной смеси.
Технология внедрена на 120 скважинах при ограничении притока подошвенных,
нижних и закачиваемых вод, а также при отключении обводнившихся пластов как в
терригенных, так и в карбонатных коллекторах с успешностью 73% и 71 %, соответственно.
Последующая кислотная обработка должна быть неотъемлемой частью воздей-
ствия на призабойную зону пласта при проведении водоизоляционных работ по реко-
мендуемой технологии, особенно в карбонатных коллекторах, так как при этом про-
исходит направленная кислотная обработка продуктивного пласта. Во избежание рас-
пространения кислоты в водоносную часть пласта объем закачанной кислоты должен
иметь глубину распространения не более, чем радиус экрана из НПСКС.
Для изоляции в карбонатных пластах с высокой приемистостью (более 20м3/час
при Р=5,0 мПа) рекомендуется добавлять в нефтепирановую смесь наполнители, на-
пример, резиновую крошку. При этом компоненты, содержащиеся в НПСКС, способ-
ствуют набуханию резиновых крошек, делая тем самым более надежной закупорку
трещин в карбонатном пласте.
Комплексная технология направленной изоляции пластовых вод с последу-
ющей обработкой продуктивного пласта используется на скважинах с высокой об-
водненностью продукции (90% и более), нередко длительное время простаивающих в
ожидании ремонта.
Изоляцию пластовых вод обычно проводят через перфорационные отверстия в
эксплуатационной колонне скважины с последующим разбуриванием цементного мо-
ста в интервале фильтра и повторной перфорацией продуктивного пласта. При этом
слабо проявляется селективность водоизолирующих реагентов. В связи с этим зат-
рудняется изоляция непосредственного источника обводнения с сохранением прони-
цаемости нефтенасыщенного интервала. Изоляционные работы сопровождаются сни-
жением продуктивности скважины и успешности операции. Нерационально расходу-
ются водоизолирующие реагенты, возникает необходимость повторной перфорации
нефтеносного пласта, осложняется работа глубиннонасосного оборудования в про-
цессе освоения и эксплуатации, увеличивается продолжительность освоения.
После водоизоляционных работ и перфорации интервал продуктивного пласта не-
обходимо обработать для восстановления его коллекторских свойств. Это также требует
дополнительных спуско-подъемных операций, а следовательно, затрат времени и средств.
Предлагаемая комплексная технология обеспечивает проведение водоизоля-
ционных работ целенаправленно, непосредственно на обводнившийся интервал про-
тив водоносного пласта с разобщением зумпфа скважины отсекающим устройством,
а эксплуатационного фильтра - пакерующим устройством. С помощью специального
фильтра создается полимерный водоизоляционный экран, с последующим отключе-
нием фильтра цементированием, одновременным бесперфораторным вскрытием и на-
правленной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта. Перечисленные
работы выполняются за один спуск инструмента.
Рекомендуемая технология водоизоляционных работ исключает недостатки су-
ществующей, поэтому более эффективна (успешность базовой технологии 45—50%,
новой - 84%) и менее трудоемка.
В качестве неселективных материалов до сих пор широко применяются тампо-
нажные водоцементные суспензии. Применение цементных растворов приводит к сни-
жению проницаемости пород в интервале водоизоляции независимо от характера на-
сыщенности нефтью и водой. В последние годы в качестве изоляционного материала
все чаще используются синтетические смолы ТСД-9 и ТС-10. Применение их основано
на способности отвердевать при взаимодействии с отвердителем, дающим образование
прочного полимера во всем объеме. В качестве отвердителя ТСД-9 используется фор-
малин, а смолы ТС-10 при температуре до 40° С - формалин, а выше 40°С — уротропин
или его смесь с формалином. Ускорителем отвердения служит едкий натрий. Через двое
суток отвердевший полимер не растворяется в воде и углеводородных жидкостях.
Тампонажный состав ГТМ-3 применяется в качестве водоизолирующего материала
благодаря его коагуляции с образованием отверждающейся упругоэластичной массы при
смешивании с водой. Для предупреждения ранней коагуляции ГТМ-3 закачивают в сква-
жину с использованием буферных жидкостей — нефти и других жидких углеводородов.
В качестве наполнителя ГТМ-3 применяют цемент, песок, опилки и другие материалы.
Преимуществом применения ГТМ-3 является его повышенная адгезия с поверхностью
пород, металла обсадных труб, цементного камня, смоченного нефтью и пластовой водой.
В настоящее время для водоизоляционных работ успешно применяют техни-
ческие средства: пакеры, колонны-летучки, взрыв-пакеры, металлические пласты-
ри [251, 254,261]. При отключении верхнего пласта наиболее надежным является спо-
соб применения двух пакеров с установкой их снизу и сверху обводненной зоны. Не-
достатком способа является низкое качество пакерующего устройства и трудности
при воздействии на дефектное цементное кольцо между пластами при проведении
капитального ремонта скважины.
Отключение верхнего пласта металлическим пластырем проводится путем рас-
ширения гофрированной металлической трубы до плотного контакта с внутренней
поверхностью эксплуатационной колонны.
Для изоляции верхних и промежуточных пластов при пластовом давлении не
выше гидростатического и толщине непроницаемого пласта между ними не менее 2 м
применяются летучки.
Для повышения эффективности работ по капитальному ремонту скважин ин-
ститутом ТатНИПИнефть за последние три года разработаны, успешно испытаны и
внедряются на промыслах:
— устьевые герметизаторы межколонного пространства;
— малогабаритные безмуфтовые трубы для спуска и цементирования пространства
между эксплуатационной колонной и кондуктором;
— гидравлические пакеры для ремонта кондукторов;
— комплекс гидромеханических перфораторов для всех типоразмеров эксплуатацион-
ных колонн (ПГМ-102, ПГМ-114, ПГМ-146, ПГМ-168) и кондукторов ПГМ 219—24;
— скребки для очистки внутренней поверхности обсадных колонн, спускаемых на
канате (СК-146, СК-168);
— наддолотные скребки для очистки стенок обсадных колонн в процессе бурения и др.
9.5. Ремонтно-восстановительные работы и ликвидация скважин
На поздней стадии эксплуатации месторождений в значительной степени возра-
стает объем природоохранных мероприятий, в частности работ по охране недр. Дос-
таточно отметить, что в АО «Татнефть» в 1996 году проведены капитальные ремонты
5270 скважин по экологическим причинам, в том числе ремонтно-изоляционные ра-
боты — на 503 скважинах, работы по устранению негерметичности колонн — на 975
скважинах,по обследованию технического состояния — на 381 скважине, ликвидиро-
ваны 492 скважины. Затраты на выполнение аналогичных работ составили более 130,7
млрд, рублей, а в АНК «Башнефть» — более 90 млрд.руб.
В число ремонтно-восстановительных работ входит ликвидация межпластовых
перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн, доподъем цементного кольца
за колонной или за кондуктором, а также ликвидация нефтегазопроявлений между
кондуктором и другими колоннами.
Движение жидкости по пространству между цементным кольцом и эксплуатаци-
онной колонной или горными породами, так называемые межпластовые перетоки, обус-
ловлено некачественным разобщением пластов при первичном цементировании из-за
наличия на стенах скважин глинистой корки, невытесненного глинистого раствора и
низкого качества тампонажного цемента. Для повышения качества цементного камня в
последние годы применяют полимерцементные растворы с добавкой в воду для затво-
рения цемента 20—27-процентных фенолформальдегидных смол типа ФР-12 и ТСД-9.
Такие растворы отвердевают в щелочной среде в присутствии отвердителя. В этом слу-
чае фильтратоотдача цементного раствора снижается в 10—30 раз, а выделившийся
фильтрат отверждается. Этим повышается прочность полимерцементного камня, уп-
рочняется глинистая корка и улучшается контакт цементного камня с породой.
При ликвидации негерметичности цементного камня за колонной необходимо
иметь в виду, что сразу же после прекращения закачки тампонажного раствора может
возникнуть переток между пластами, способный размывать раствор, разбавленный
водой и потерявший способность к отвердению. Для предупреждения этого явления
используются быстросхватывающиеся составы на основе синтетических смол.
Для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны применяют сле-
дующие технические средства, материалы и операции: спуск дополнительной колон-
ны меньшего диаметра, летучки, пакеры, металлические пластыри, докрепление не-
герметичных резьбовых соединений путем доворота обсадных труб с устья, отвинчи-
вание и замена негерметичных обсадных труб, тампонирование [255].
Докрепление резьбовых соединений, отворот и замена негерметичных обсадных
труб возможны, когда места утечек оказываются в незацементированной и неприхва-
ченной части эксплутационной колонны.
Однако на практике ремонтные работы по устранению негерметичности эксплу-
тационной колонны проводят с использованием различных методов тампонирования
под давлением. Выбор метода тампонирования определяется характером нарушения
эксплуатационной колонны - наличие значительного дефекта или малых утечек.
При значительном дефекте с приемистостью более 2 м3/(ч*МПа) вначале зака-
чивают глинистый раствор с наполнителем, а затем цементный раствор с различными
добавками. При приемистости дефекта менее 0,5 м3/(ч«МПа) в качестве изоляцион-
ного материала применяют легкофильтрующиеся тампонажные составы.
При обнаружении на расстояниях 20—30 м друг от друга нескольких дефектов
изоляционные работы проводят сверху вниз. Нижние дефекты временно перекрыва-
ются цементным мостом.
Изоляционные работы по ликвидации сквозного дефекта в не зацементирован-
ной части колонны обычно ведут путем наращивания цементного кольца.
Наращивание (доподъем) цементного кольца за колонной необходимо для охра-
ны недр и защиты окружающей среды. Путем доцементирования колонны предотв-
ращается переток пластовых жидкостей из пласта в пласт, ликвидируются нефтега-
зопроявления, пласты с питьевой водой защищаются от загрязнений и от смешива-
ния их с минерализованными водами, а колонны - от коррозии агрессивной пласто-
вой жидкостью.
Наращивание цементного кольца обычно производят путем закачивания цемен-
тного раствора через специальные отверстия и места нарушения герметичности ко-
лонны или с устья через межколонное пространство.
Широкое применение гидромеханических перфораторов для эксплуатационных
колонн и кондукторов (ПГМ-146, ПГМ-168, ПГМ-219—324) обеспечит получение от-
верстий большего размера для борьбы с поглощением жидкостей путем закачки раз-
личных наполнителей и повышение эффективности ремонтных работ.
При выборе изолирующего материала следует избегать возможности внесения
загрязнений в пласты с источниками питьевой воды. Перфорация колонны для со-
здания цементировочных отверстий в интервале поглощений недопустима.
При наличии интервала поглощений либо прихвата колонны на значительной
высоте от имеющегося цементного камня производят двухстадийное цементирова-
ние. При цементировании зоны поглощения в головную часть цементного раствора
вносят наполнители: резиновую крошку, волокнистый асбест и др.
Скважины ликвидируют по причине нецелесообразности или невозможности
дальнейшей их эксплуатации или использования в качестве возвратного фонда: ког-
да исчерпано их предназначение, наступило полное обводнение, по техническим при-
чинам, расположение в санитарных и запретных зонах [251, 252, 261].
К ликвидационным работам предъявляются высокие требования. Диктуются они
правилами охраны недр и окружающей среды. Работы производятся в соответствии с
Положением о порядке ликвидации скважин с учетом специфики геологического раз-
реза месторождений, конструкции и размещения скважин на рельефе местности [252].
Герметизация эксплуатационных колонн, наращивание цементного камня за эк-
сплуатационной колонной и кондуктором являются сложной технической задачей,
особенно при наличии поглощающих пластов.
В соответствии с существующими регламентами по ликвидации скважин требу-
ется наращивание цементного камня за эксплуатационной колонной с охватом участ-
ков, подвергшихся «саморазобщению» в результате обвалов пород и осадконакопле-
ния. В связи с этим коэффициент повторности тампонажных работ на одной и той же
скважине достигает до 3—4 раза с расходом до 30—40 тонн цемента.
Ниже приводятся коэффициенты повторности тампонажных работ за 1995 год
по Азнакаевскому и Лениногорскому УПНП и КРС (табл. 9.3).
Анализ кратности основных технологических операций за 1992—1994 гг. по Аль-
метьевскому УПНП и КРС показал, что объем тампонажных работ из-за интенсивно-
го поглощения жидкости при герметизации эксплуатационных колонн возрос в 2,4
раза, при подъеме цемента за эксплуатационной колонной — в 2,8 раза и за кондукто-
ром — в 3 раза.
На основе анализа качества работ по наращиванию цементного камня за эксплу-
атационной колонной установлено, что во многих случаях в результате обвалов пород
происходит надежное «саморазобщение» межпластовых перетоков жидкости. С уче-
том этого «Типовые проекты на физическую ликвидацию скважин», разработанные
лабораторией технологии капитального ремонта скважин ТатНИПИнефть и утверж-
денные Приволжским округом Гостехнадзора в 1993 году, предусматривают исключе-
ние тампонажных работ на этих участках разреза скважин, если их герметичность под-
тверждена результатами геофизических исследований и гидравлической опрессовкой.
Технология ликвидации скважин включает следующие операции: очистку забоя
от загрязнений и после выполнения исследовательских работ заливку продуктивного
пласта под давлением с установкой цементного моста. Цементный мост устанавлива-
ют также выше кровли верхнего продуктивного пласта; извлечение верхней неприх-
ваченной части эксплуатационной колонны с установкой моста ниже места ее отры-
ва; установку цементного моста против интервала пресноводного комплекса сакма-
ро-артинского яруса и у башмака кондуктора; проверку надежности разобщения пла-
Таблица 9.3
Объем повторных тампонажных работ при ликвидации скважин
Показатель Азнакаевское УПНПиКРС Лениногорское УПНПиКРС
Количество скважино-операций по нарядам (блокам) 896 707
Количество фактических операций 1121 1173
Коэффициент кратности 1,26 1,66
стов с минерализованной и пресной водой с наращиванием цементного кольца за кон-
дуктором в случае, если цементное кольцо отсутствует либо имеет нарушения, с пред-
варительной ликвидацией зон поглощений. Работа по ликвидации скважин заверша-
ется установкой репера на устье.
Таким образом, экологическая обстановка в районе нефтегазодобычи, особенно
на поздней стадии разработки месторождений, требует регулярного контроля за со-
стоянием пресноводного комплекса и за техническим состоянием скважин, а также
проведения эффективных мер по оздоровлению осложненного фонда скважин.
Для контроля за техническим состоянием скважин широко применяются гео-
физические и гидродинамические методы: высокочувствительная термометрия (ВЧТ),
ВЧТ в комплексе с РГД, акустическая и гамма-гамма цементометрия. В технологии-
водоизоляционных работ наиболее эффективны неселективные материалы на основе
синтетических смол и гипана, а также технические средства. При проведении ремон-
тно-восстановительных работ и работ по ликвидации скважин чаще применяют пе-
ноцементные и полимерцементные растворы с использованием полиакриламида и кар-
боксилметилцеллюлозы. В интервале пресноводного комплекса рекомендуется при-
менять экологически безопасные тампонажные растворы с ограничением поглоще-
ний добавкой гипана, полиакриламида и жидкого стекла с алюмохлоридом.
Работы по ликвидации скважин являются сложными и дорогостоящими. Для
финансирования их на поздней стадии при массовом выбытии скважин из эксплуата-
ции следует создавать специальный фонд с отчислением средств с каждой тонны до-
бываемой нефти.
10. Пути совершенствования разработки месторождений
тяжелых нефтей и природных битумов Татарстана
На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и битумов,
являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сы-
рья (рис.10.1). Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, одна-
ко относятся к трудноизвлекаемым. Трудности извлечения их обусловлены высокой
вязкостью углеводородного сырья и низкой насыщенностью залежей.
Объем добычи тяжелых нефтей и битумов в мире пока остается низким. Основа-
ний для того несколько: высокие затраты на добычу и транспортировку, несовершен-
ство технических средств и технологические трудности разработки таких залежей, а
также достаточный в настоящее время на мировом рынке объем дешевой легкой не-
фти. Но в связи с истощением месторождений с запасами легких нефтей внимание к
добыче углеводороднго сырья растет. В настоящее время в Канаде, Венесуэле, США и
ряде стран Европы, Азии и Африки ведутся интенсивные работы по совершенствова-
нию технологических процессов и созданию новых технических средств добычи тя-
желых углеводородов.
На территории республики выполнены значительные поисково-разведочные ра-
боты по установлению закономерности распространения, геологического строения за-
лежей природных битумов. В настоящее время осуществляется опытно-промышлен-
ная разработка Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений. Кроме того,
проведены предварительные разведочные работы на восьми и оценены запасы угле-
водородного сырья на тринадцати залежах природных битумов.
10.1. Распространенность залежей тяжелых нефтей
и природных битумов
Природные битумы Татарстана залегают в отложениях верхнего и нижнего от-
дела пермской системы на западном склоне Южно-Татарского свода и на восточном
борту Мелекесской впадины (рис.10.1).
Битумоносность карбонатных пород ассельского яруса нижнепермского отдела
изучена слабо и выявлена лишь по отдельным структурным скважинам. Природные
битумы обнаружены в кавернозных и кавернозно-трещиноватых доломитах и извест-
няках сакмарского яруса. По данным визуального описания керна объемная насы-
щенность пород битумом изменяется от 57,3% до 96,8%. По причине слабой изучен-
ности достоверная оценка запасов природных битумов в отложениях сакмарского
яруса пока не произведена.
Основной битумоносной толщей на территории Татарстана является песчаная
пачка шешминского горизонта уфимского яруса верхнепермских отложений. Пачка
сложена рыхлыми и слабосцементированными полимиктовыми песками и песчани-
ками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой пачки служат глины нижнеказан-
ского подъяруса, а в нижней части залегают известковистые песчаники.
Локальные поднятия третьего порядка по отложениям уфимского яруса невели-
ки по размерам. Однако эти поднятия часто объединены в ловушку. На Нижне-Кар-
мальском месторождении она достигает существенных размеров: 2,2x14,4 км. Ловуш-
ки эти, в свою очередь, сгруппированы в гряды северо-западного простирания. Выде-
лены фрагменты восьми таких гряд.
На своде верхнепермских отложений наибольшая толщина песчаной пачки дос-
тигает 43 м, а на крыльях по простиранию уменьшается до 4—7 м.
В отложениях казанского и татарского ярусов битумопроявления не представ-
ляют промышленное значение.
Таким образом, залежи природных битумов в пермских отложениях характери-
зуются сложным строением, представлены частым чередованием пластов-коллекто-
ров различного состава со значительной литолого-фациальной изменчивостью, раз-
деленных непроницаемыми породами.
Обзорная карта
Рис. 10.1
Битумные залежи: 1. Мордово-Кармальская; 2. Ашальчинская; 3. Сев.-Ашальчинская;
4. Екатериновская; 5. Каменская; 6. Полянская; 7. Южно-Ашальчинская; 8. Мельничная;
9. Вост.-Чумачкинская; 10. Туйметкинская; 11. Нижне-Кармальская; 12. Туманная;
13. Ново-Чегодайская; 14. Утямышская; 15. Чегодаевская; 16. Минсалихская;
17. Подлесная; 18. Дымная
Залежи битумов относятся к пластово-сводовому типу. Формы залегания и со-
хранность скоплений битумов зачастую связаны с коллекторскими свойствами и вто-
ричными процессами. Битумонасыщенность пород увеличивается к кровле пластов.
Залежи подстилаются водой. Поверхность водо-битумного контакта приподнята в ку-
польной части ловушки.
В качестве примеров ниже рассмотрены ныне разрабатываемые месторождения
природных битумов различных тектонических зон [182].
Шугуровское месторождение известно с начала века. Месторождение приуро-
чено к куполовидному поднятию длиной 25 км и шириной 1,5 км с углами падений на
крыльях 2—5 градусов и расположено в верховьях реки Шешмы (рис. 10.2). На поверх-
ности обнажаются породы казанского яруса. В размывах реки Шешмы имеются выхо-
ды песчаных пластов уфимского яруса, пропитанных асфальтом. Битумоносные плас-
ты имеют линзовидное строение. Длина линз изменяется от нескольких до сотен мет-
ров. В начале 1920 года велась разработка месторождения карьерным способом, позднее
заложена штольня для извлечения битумонасыщенных пород и выварки битума.
Мордово-Кармальское месторождение находится на западном склоне южно-
го купола татарского свода, в южной части черемшано-ямашинской структурной
зоны и контролируется одноименным локальным поднятием по пермским отложе-
ниям амплитудой 25 м. В пределах площади битумоносны уфимские и нижнеказан-
ские (среднеспириферовый известняк) породы. Скопления битумов класса мальты
и асфальта приурочены к локальному поднятию брахиантиклинальной формы амп-
литудой до 25 м (рис. 10.3).
Структура осложнена двумя небольшими куполами в северо-западной и юго-вос-
точной частях. Песчаная пачка шешминского горизонта верхнеуфимского подъяруса в
кровельной части интенсивно битумонасыщена. Массовое содержание битума здесь
изменяется от 3% до 20%. Ниже по разрезу битумонасыщенность постепенно уменьша-
ется и в подошве горизонта не превышает 2,5% масс. Битумонасыщенные песчаники
шешминского горизонта залегают в интервале 65—110 м. Скопления битумов по всей
площади подстилаются водой, причем поверхность водобитумного контакта близка к
горизонтальной. Залежи пластовые сводовые. Месторождение находится в опытно-про-
мышленной эксплуатации.
Ашальчинское месторождение приурочено к черемшано-ямашинской структур-
ной зоне западного склона южного купола Татарского свода. На месторождении би-
тумоносны отложения уфимского и сакмарского ярусов. Основные скопления связа-
ны с песчаной пачкой шешминского горизонта уфимского яруса. Битумонасыщенная
Мордово-Кармальское месторождение битумов
Рис. 10.3
а - структурная карта по кровле битумного пласта, б - геологический разрез,
1 - изогипсы в м, 2 - контур залежи битумов: битумонасыщение: 3 - более 4%
(интенсивное), 4 - от 1 до 4%, 5 - менее 1% (слабое); 6 - песчаники; 7 - глины;
8 -доломиты и известняки.
Ашальчинское месторождение битумов
Рис 10.4
а - структурная карта по кровле уфимского яруса, б - геологический разрез
1 - изогипсы в м; 2 - контуры битумной залежи в песчаной пачке уфимского яруса;
3 - неогеновый врез; 4 - песчаники; 5 - известняки; 6 - доломиты;
7 - битумонасыщенные породы; 8 - глины; 9 - поверхность ВБК.
песчаная пачка приурочена к седиментационной ловушке барового типа. Толщина ее
в пределах площади изменяется от 8 м до 37 м, а битумонасыщенная — от нуля (за
контуром) до 32м. В кровле скопления битумов экранированы лингуловыми глинами
нижнеказанского подъяруса, а на подошве — поверхностью водобитумного контак-
та. Водобитумный контакт четко отделяет концентрированное залегание битумов с
содержанием более 5% по массе от преимущественно водонасыщенных песчаников. По-
верхность водобитумного контакта неровная, особенно в присводовой части. Колеба-
ния отметок до 20 м. В северо-западной и юго-восточной частях эта поверхность близка
к горизонтальной (рис. 10.4).
Характеристика и геолого-физические сведения о балансовых запасах основных
месторождений природных битумов Татарстана приведены в табл. 10.1 [173].
Из таблицы видно, что глубина залегания залежей природных битумов изменя-
ется в диапазоне 100—197 м, битумонасыщенная эффективная толщина — от 4,3 мдо
11,0 м, пористость пород — в диапазоне 21—35% , а коэффициент проницаемости по-
род — от 0,5 мкм2 до 1,5 мкм2. Балансовые запасы битумов оцениваются в пределах
1,55—12,52 млн. т.
10.2. Классификация тяжелых нефтей и битумов
В 1982 году на II Международной конференции по тяжелым нефтям и битумам
в городе Каракасе впервые предложена классификация, основанная на вязкости и плот-
ности углеводородного сырья. Отмечено, что к битумам относятся углеводороды вяз-
костью в условиях залегания более 10 000 мПа*с. Битумы не текут и являются полу-
твердым веществом.Углеводороды вязкостью менее 10 000 мПа*с относятся к тяже-
лым нефтям. В соответствии с рекомендациями этой конференции нефти подразде-
лены по плотности при температуре 15,6°С следующим образом [174]:
— обычные, с плотностью до 904 кг/м3;
— промежуточные — от 904 кг/м3 до 934 кг/ м3;
— тяжелые класса I — 934 — 966 кг/м3;
— тяжелые класса II — 960 — 1000 кг/м3;
— сверхтяжелые класса III — свыше 1000 кг/м3.
В 1987 году на XII Нефтяном мировом конгрессе в городе Хьюстоне рекомендо-
вана общая схема классификации нефтей и природных битумов [174]:
— легкие нефти плотностью менее 870,3 кг/м3
— средние — 870,3 — 920,0 кг/м3;
— тяжелые — 920 — 1000 кг/м3;
— сверхтяжелые — более 1000 кг/м3 при вязкости менее 10000 мПа*с;
— природные битумы — более 1000кг/м3 при вязкости свыше 10000 мПа*с.
Садреев А.М. предлагает залежи тяжелых нефтей и природных битумов в перм-
ских отложениях Татарстана подразделить с учетом фазового состояния углеводоро-
дов в группы, приведенные в табл.10.2 [170,171].
По содержанию масел Успенский В.А. подразделяет природные битумы следую-
щим образом: нефть — при содержании масел выше 65%, мальты — 40—65%, асфаль-
ты — 25—40% и асфальтиты — менее 25%. В качестве примера Садреев А.М. указыва-
ет залежи мальты Сугушлинского месторождения, асфальты — Мукмин-Каратаевс-
кого и асфальтиты — Верхнекаменского месторождений и залежи промежуточных
форм: залежь газонефти и мальты Восточно-Чумачкинского и нефти и мальты Мор-
дово-Кармальского месторождений [172]. Такая классификация залежей тяжелых уг-
леводородов характеризует геохимическую направленность и состояние гипергенно-
го превращения нефти в твердые битумы. В связи с этим группирование залежей име-
ет важное значение для оценки народнохозяйственной ценности и целесообразности
освоения конкретных скоплений битумов [170,171]. Халимов Э.М., Акишев И.М.,
Гисматуллин Р.М., Валеев Р.Н., Штейнгольц В.Л. предлагают иную классификацию
залежей битумов. В основу этой классификации положены генетические условия,
Геолого-физическая характеристика месторождений природных битумов Татарстана
Параметр Размер- ность Ашальчин- ское Северо- Ашальчин- ское Южно- Ашальчин- ское Туймет- кинское Нижне- Кармаль- ское Минсали- ховское Утямыш- ское Дымное
1.Глубина зале- гания пласта м 120 162 100 185 170 197 188 158
2,Толщина эф- фективная б и- тумона- сыщенная м 8,23 6,8 6,98 11,0 8,78 6,3 4,3 7,1
З.Пористость пород доли ед. 0,25 0,21 0,30 0,35 0,23 0,28 0,28 0,28
4.Коэффициент проницаемости пород мкм2 0,61 1,00 0,5-1,5 0,5-1,5 0,92 — 0,900 0,900
б.Начальное пластовое да в- ление МПа 0,44 0,44 0,44 0,44 0,50 0,44 0,44 0,44
б.Начальная пластовая тем- пература “С 8 7 8 8 8 8 8 8
7.Битумонасы щенность начальная доли ед. 0,77 0,81 0,75 0,76 0,85 0,80 0,80 0,80
296 Глава 10
Рис. 10.5
Классификация битумных залежей
масштабы образования и распространения битумов. На рис. 10.5 приведена общая
схема классификации битумных залежей [182]. Из рисунка следует, что вначале вы-
делены три типа залежей битумов: пластовые, жильные и поверхностные, затем ос-
новные геолого-технологические показатели залежей, определяющие в дальнейшем
условия их разработки: тип и содержание битума, глубина залегания, толщина и рас-
члененность битумонасыщенных пластов.
Таблица 10.2
Классификация залежей тяжелых углеводородов
в пермских отложениях Татарстана
Группа залежей Тип залежей Залежи тяжелых углеводородов
Г азонефтебиту мные Газ, нефть и мальта Шешминский горизонт на Восточно- Чумачкинском месторождении
Нефтебитумные Нефть и мальта Мордово-Кармальское, Сарабикуловское, Нижне-Кармальское
Битумные Мальта, гарей Аканское, Сугушлинское, Шугуровское, Сюкеевское, Верхнекаменское, Фиков-Колокское
10.3. Свойства и состав углеводородов залежей тяжелых нефтей
и природных битумов
Природные битумы месторождений Татарстана имеют жидкую и полужидкую
консистенцию. По групповому углеводородному составу относятся к классу мальт или
являются промежуточными между тяжелой высоковязкой нефтью и мальтой.
В табл. 10. 3 приведены сведения о физических свойствах битумов на месторож-
дениях Татарстана. На ней видно, что плотность природных битумов изменяется в
пределах 930—997 кг/м3, динамическая вязкость — в диапазоне от 500—800 мПа*с до
4600—16000 мПа • с. В составе природных битумов массовое содержание асфальтенов
достигает 18,1%, смол силикагелевых — 25—35%, серы — 2,8—4,4%.
В табл. 10.4 приведены сведения об элементарном и фракционном составах при-
родных битумов [173]. Из нее следует, что начало кипения фракций битума меняется
в пределаах 100—140°С. Объемный выход фракций до 250°С составляет 3,1 — 16,0%,
до 300°С — 8,1—32,5%. Массовое содержание ценных металлов в составе природного
битума довольно высокое: ванадия — от 270 г/т до 390 г/т, а никеля — 50—235 г/т.
Переработка природных битумов с целью извлечения этих металлов может оказаться
эффективной.
В 1955 году Михайлов Н.В. опубликовал результаты исследований упругоплас-
тических свойств нефтяных битумов. Реологические свойства малопарафинистого и
слабосернистого нефтяного битума при 20°С изучались в широком диапазоне напря-
жений сдвига вплоть до 6 кПа и градиентов скоростей сдвига до 1500 с1 [175—176].
Оказалось, что в области пластической ползучести скорость сдвига пропорцио-
нальна действующему напряжению сдвига. В этой области пластическая вязкость по-
стоянна и составляет 3,93410° Па*с. Область пластической ползучести отмечалась в
диапазоне напряжений сдвига 1,1—5,1 кПа (рис. 10.6).
Длительное воздействие на битум напряжений меньше 1,1 кПа, вызывает мед-
ленное течение.
Градиент скорости сдвига при снижении напряжений сдвига от 1,1 кПа до 0,8 кПа
лавинообразно уменьшается. Ниже 0,8 кПа до сколь угодно малых значений скорость
сдвига оказывается пропорциональной действующему напряжению сдвига. Такая об-
ласть названа условно-упругой. В этой области проявилась истинная вязкость высо-
кой, на четыре порядка выше вязкости в области пластической ползучести (рис. 10.7).
Физико-химические свойства природных битумов месторождений Татарстана
Месторождение Плотность при 20 °C, кг/м3 Вязкость, мПа-c, при температурах Массовое содержание, %
при пла- стовых ус- ловиях 25 °C 50 °C 100 °C асфаль- тенов смол си- лика- гелевых парафи- нов масел серы
Ашальчинское 951-1070 4600— 44000 750-1800 250-460 24,7-39,0 6,5-18,1 25,0-31,5 0,09-0,77 72,4 2,84-4,39
Северо- Ашальчинское 997 — — — 88 12,2 — 0,3 — 4,36
Южно- Ашальчинское 952-969 3500 1390-1040 124-250 11,2-28,9 12,2 11,3 0,9 — 3,6-4,1
Нижне-Кармальское 931-960 900-3400 380-1900 64-346 3,0-27,4 4,7-8,4 13,8-24,2 0,2-3,9 — 3,1-4,2
Минсалиховское 940-945 820-1300 360-520 64-78 10-12 4,3-5,2 — — — —
Мордово- Кармальское (естест. режим) 960 3500 — — — 4,8 19,3 1,1 — 4,1
Мордово- Кармальское (ВГ и ПТВ) 901-976 500-16000 100-6500 22,5-800 6,7-47,5 2,6-16,4 9,9-24,7 0,1-5,8 63,2-85,5 —
Подлесное 947-955 3100-3500 — 820 — 5,2-8,2 20,7-25,4 0,1 69,4-91,1 3,0
Глава 10 299
Элементарный и фракционный составы природных битумов месторождений Татарстана
Месторождение Объемный фракционный состав,% Массовый элементарный состав, % Массовое содержание, г/т
НК, °C до 250 °C до 300 °C до 350°С углерод водород азот сера кислород ванадия никеля
Ашальчинское 100 3,1 9,3 — 80,2-83,8 11,2-12,7 0,3-0,5 3,9-4,3 0,49 393 235
Северо- Ашальчинское 139 3,6 8,6 36,0 80,2-83,8 — — — — — —
Южно- Ашальчинское 140 16,0 28 - — — — — — 268 —
Нижне- Кармальское 140-240 4,2 8-25 — 83,8 11,1 0,52 3,2 1,43 80-300 90-170
Мордово- Кармальское - 8,9 8,1 9,0 — — — — — 360 50
Подлесное — 10,0 32,5 — 84,0-84,2 11,8-12,0 0,14-0,29 3,7 0,13 — —
300 Глава 10
Область перехода от условно-упругой области в область пластической ползуче-
сти в диапазоне напряжений сдвига 0,8—1,1 кПа весьма узкая и составляет 6% от об-
щего интервала этих двух областей (рис. 10. 7) [176].
Наличие у битума условно-упругой области свидетельствует о формировании кол-
лоидной двухфазной системы. Дисперсная фаза (ассоциаты асфальтенов и кристалли-
ки парафина) образует в дисперсионной среде структуру. Взаимодействие между ассо-
циатами асфальтенов и кристалликами парафинов основано на вандерваальсовых си-
лах и ослаблено в местах контакта тонкими прослоями дисперсионной среды. Такие
Рис. 10.6
Зависимость градиента скорости сдвига битума
от напряжения сдвига по Н.В.Михайлову
(начальный участок реологической кривой)
структуры, по Михайлову Н.В. и Ребиндеру Л. А., способны течь при малых градиентах
скорости и напряжениях сдвига без заметного разрушения структуры вследствие тик-
сотропного восстановления разрушенных связей в процессе сдвига [175].
Таким образом, битумы — это дисперсные системы, которые характеризуются
значительными аномалиями вязкости. Вязкость нефти с разрушенной структурой
чрезвычайно высокая. Однако в условно-упругой области вязкость битумов повыша-
ется еще на четыре порядка. Следовательно, в пластовых условиях вязкость битумов
иногда достигает миллионов Па «с и они малоподвижны. Повышение их текучести
может быть обеспечено путем ослабления структурных связей между частицами дис-
персной фазы. Это возможно с использованием традиционных методов воздействия —
Зависимость логарифма вязкости битума
от напряжения сдвига по Н.В.Михайлову
1^1=1,10 кПа
Рис. 10.7
1 - наибольшая предельная эффективная вязкость; 2 - эффективная
вязкость; 3 - наибольшая пластическая вязкость; 4 - интервал
напряжений, в котором развивается лавинное разрушение структуры.
Температурные кривые вязкости и критических напряжений сдвига
природного битума скважины 83 Ашальчинского месторождения
Рис. 10.8
Обозначения: Тт - напряжение сдвига предельного разрушения структуры;
0 - предельное динамическое напряжение сдвига; - вязкость
с предельно разрушенной структурой.
повышением температуры, снижением концентрации дисперсной фазы путем разбав-
ления растворителями и др.
В УНИ изучался природный битум из скв.83 Ашальчинского месторождения.
Ниже (табл. 10.5) приведены сведения о некоторых свойствах и составе природного
битума из этой скважины.
Из таблицы следует, что по плотности и вязкости природный битум Ашальчин-
ского месторождения относится к классу II тяжелых нефтей. Уже при 25°С динами-
ческая вязкость природного битума достигает 1350 мПас, а плотность — 961 кг/м3.
Высокая вязкость тяжелой нефти обусловлена повышенным содержанием ас-
фальтенов, особенно смол, и низким содержанием легких углеводородов.
Тяжелая битумная нефть характеризуется аномалиями вязкости. Однако значи-
тельному проявлению аномалий вязкости препятствует высокое содержание смол, ста-
билизирующего компонента нефти, и отсутствие растворенных газов. Несмотря на
это, применение заводнения при вытеснении такой нефти не является целесообраз-
ным главным образом из-за высокой вязкости нефти, неоднородного строения кол-
лектора и низкой насыщенности пористой среды.
На рис. 10.8 приведены температурные кривые вязкости и граничных напряжений
сдвига природного битума, из которого следует, что при прогреве битума вплоть до 50°С
Таблица 10.5
Свойства и состав природного битума Ашальчинского месторождения
Параметр Температура, °C Величина параметра
70 941
60 948
Плотность, кг/м1 50 954
40 956
35 957
30 959
25 961
25 1350
30 990
Динамическая вязкость, 35 703
мПас 40 480
50 257
60 139
70 97
Граничные напряжения сдвига, мПа: — предельное дина- 30 14,2
мическое 35 12,0
40 10,4
50 8,8
60 8,1
70 7,8
— предельного разрушения 30 18,7
структуры 35 16,6
40 14,5
50 12,2
60 10,8
70 10,1
Массовое содержание, %: асфальтенов 20 6,8
силикагелевых смол 20 22
парафинов 20 0,1
Коэффициент светопоглоще- 20 586
НИЯ, см1
и выше структурно-механические свойства значительно ослабляются, а вязкость с раз-
рушенной структурой существенно снижается. При применении тепловых методов воз-
действия битумонасыщенный пласт должен быть прогрет выше 50—60 °C. При этом
текучесть битума многократно повышается, и возможно применение термозаводнения.
По-видимому, при разработке таких месторождений будут более эффективны-
ми разновидности тепловых методов либо применение растворителей с последова-
тельным снижением соотношения вязкости битума и вытесняющего агента.
10.4. Современные технологии разработки месторождений
тяжелых углеводородов
Технологии добычи природных битумов тесно связаны с геологическим строе-
нием и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами, состоянием
и запасами углеводородного сырья, географическим положением залежи и др.
Способы добычи природных битумов можно подразделить на рудные, шахтно-
скважинные и скважинные [178]. При рудном способе порода, насыщенная битумом,
извлекается на поверхность. Впоследствии битум экстрагируется растворителями, па-
ром или горячей водой с добавкой поверхностно-активных веществ. В Татарстане этот
способ использовался на Шугуровском месторождении при добыче битумов из биту-
моносных песчаников более 40 лет.
При шахтно-скважинном способе добычу углеводородного сырья осуществля-
ют с помощью системы горных выработок, сооруженных в битумоносном пласте, и
пробуренных в шахте скважин.
Скважины по отношению к залеганию пластов сооружают вертикальными, го-
ризонтальными и пологонаклонными.
Разработка месторождений природных битумов этим методом осуществляется с
высокой плотностью сетки скважин. Для повышения темпов добычи углеводородно-
го сырья и обеспечения полноты выработки запасов битумов используют паротепло-
вое воздействие на пласт. При таких условиях применение термошахтного способа
разработки позволяет довести нефтеотдачу на залежах тяжелых нефтей и природных
битумов до высокого уровня [179]. На рис. 10.9 [179], изображена общая схема техно-
логии термошахтной добычи нефти.
Для подогрева и снижения вязкости битума пар от котельной на поверхности
земли подается в скважину. От этой скважины пар поступает в пласт через паропода-
ющие нагнетательные скважины. Пар и конденсат воды вытесняют нефть в добываю-
щие скважины. Нефть откачивают на поверхность после предварительного отделе-
ния механических примесей и воды. Для вытеснения нефти горячую воду (пар) зака-
чивают в пласт.
Термошахтная технология добычи нефти успешно применяется на Ярегском ме-
сторождении в течение 29 лет. В год добывается свыше 500 тыс.т нефти. О высокой
эффективности этой технологии свидетельствует достигнутая на отдельных участках
величина нефтеотдачи — 55—60%. При термошахтной технологии нефтеотдача ока-
залась выше в 30 раз по сравнению со скважинным способом разработки месторожде-
ния с поверхности земли и в 10—15 раз — по сравнению с.шахтным методом на есте-
ственном режиме без паротеплового воздействия [179].
Табаков В.П. и Горбунов А.Т. указывают, что себестоимость добычи нефти термо-
шахтным методом на Ярегском месторождении почти в два раза ниже себестоимости
добычи паротепловым воздействием через скважины с поверхности земли. Удельный
расход пара при термошахтной технологии добычи нефти в 2,75 раза ниже, а нефтеот-
дача в 1,5—1,6 раза выше [179]. Авторы утверждают, что первоочередными объектами
для применения термошахтной технологии разработки являются залежи природных
битумов и высоковязких тяжелых нефтей с глубиной залегания пластов до 700 м.
Скважинные методы в сочетании с тепловыми впервые в стране испытаны на
Мордово-Кармальском месторождении.Успешное применение их при разработке за-
лежей природных битумов возможно при обеспечении гидродинамической связи меж-
ду скважинами. Для достижения приемлемых величин коэффициента битумоотдачи
следует изучить условия, при которых возможна гидродинамическая связь между сква-
жинами, реализуются высокие коэффициенты вытеснения и охвата пластов выработ-
кой. С этой целью выполняется большой объем экспериментальных лабораторных и
промысловых работ. При этом проводятся испытания различных методов воздействия
для повышения текучести битумов в пластах — тепловые, физико-химические и др.
На основе опытов на слабосцементированных песчаниках Сугушлинского и Шу-
гуровского месторождений с нетекучим битумом, а также на рыхлых песчаниках Мор-
дово-Кармальского и Ашальчинского месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью
получены следующие выводы [178]:
— фазовая проницаемость пород для битумов зависит от градиента давления. Уста-
новлены предельные значения градиента давления, ниже которого порода не-
проницаема;
— проницаемость битумонасыщенного керна повышается при обработке соляной
кислотой;
— повышение температуры до 150—200°С сопровождается снижением вязкости и
динамического напряжения сдвига битумов на несколько порядков;
— добыча битума с применением паротеплового воздействия может быть осуще-
ствлена при объемной битумонасыщенности пласта выше 33—38%;
— имеется область, где возможно применение внутрипластового горения.
С учетом этих выводов предложены технологии разработки с применением теп-
ловых методов.
На Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях природных биту-
мов разработаны и апробированы следующие технологии:
— инициирование внутрипластового горения термогазовым генератором, высоко-
частотным электромагнитным полем, а также с помощью пара и электронагрева-
тельной установки УЭСК-100;
— низкотемпературное окисление (НТО) путем термоциклического воздействия паром;
— термоциклическое воздействие парогазом.
В технологических схемах предлагаются технологии площадной закачки пара,
создания оторочки пара, влажного внутрипластового горения.
Суть технологии непрерывной площадной закачки пара заключается в том, что
он закачивается в нагнетательную скважину в течение продолжительного времени с
расходом 50—200 т/сут при давлении нагнетания 6,0 МПа и температуре 300°С и воз-
духа — 4—45 °C. Давление на устье добывающих скважин во времени изменяется от
1,5 МПа в начале до 0,1—0,2 МПа — на конечной стадии отбора битума.
При применении оторочки пар закачивается в количестве 0,7—1,0 объема пор с
последующим проталкиванием оторочки холодной водой. Для проталкивания может
использоваться вода после обезвоживания продукции. Наибольший расход воды при
закачке под давлением до 6,0 МПа и температурах 4—20°С составляет 200м3/сут.
Технология влажного внутрипластового горения осуществляется путем подачи в
пласт воздуха. При внутрипластовом горении лишь часть генерируемого тепла перено-
сится в область фронта горения, так как теплоемкость воздуха низка и съем тепла с
нагретой породы происходит медленнее перемещения фронта горения. Для ускорения
теплопереноса в область пласта, где прошел фронт горения, вместе с воздухом закачи-
вается вода, имеющая высокую теплоемкость. При этом в области перед фронтом горе-
ния развивается обширная тепловая оторочка в виде зоны насыщенного пара. Соотно-
шение закачиваемых объемов воды и воздуха составляет соответственно 1—5:100.
Насибуллин Р.Л. и Веревкин К.И. показали, что на Шугуровском, Ашальчинс-
ком, Карасинском и Мордово-Кармальском месторождениях лучшие результаты дос-
тигаются при применении внутрипластового горения после паротеплового воздей-
ствия. При этом битумоотдача повышается на 5,7%, а расход топлива на извлечение
битума снижается на 81 кг/т [180]. Таким образом, повышение эффективности разра-
ботки месторождений тяжелых нефтей и битумов возможно путем применения ком-
бинации методов внутрипластового горения с паротепловым воздействием.
Технологии площадной закачки пара и оторочки пара рекомендованы в технологи-
ческих схемах опытно-промышленной разработки месторождений природных битумов.
10.5. Состояние разработки месторождений природных
битумов Татарстана
По состоянию изученности месторождений природных битумов Татарстан за-
нимает ведущее место в стране. Полностью или частично разведан ряд месторожде-
ний битумов. Состояние ввода этих месторождений в разработку охарактеризовано
в табл. 10.6 [173].
Из табл. 10.6 следует, что пока в опытно-промышленной разработке находятся
Мордово-Кармальское и Ашальчинское месторождения природных битумов.
Опробование разведочных и опытная эксплуатация добывающих скважин пока-
зали, что извлекать на естественном режиме и с применением традиционных методов
Таблица 10.6
Порядок ввода месторождений в разработку
Месторождение Год ввода Количество скважин
всего с отбором и анализом керна без отбора керна
Мордово-Кармальское с 1978 г. 338 90 248
Ашальчинское с 1987 г. 40 27 13
Подлесное 2001 26 19 7
Н ижне- Кармальское 2002 58 40 18
Южно-Ашальчинское 2003 18 13 5
Минсалиховское 2004 13 12 1
Северо-Ашальчинское 2005 20 12 8
Утямышское 2006 20 15 5
Дымное 2007 12 — —
Т уйметкинское 2008 3 1 2
природные битумы не удается из-за малой подвижности и низкого пластового давле-
ния. Повышение подвижности битума путем снижения вязкости достигается терми-
ческими методами.
Впервые опытно-промышленные работы по скважинной добыче природного би-
тума с применением тепловых методов начаты на Мордово-Кармальском месторож-
дении в 1978 году. За два года созданы очаги горения в скважинах 12 и 464 южного
купола и осуществлено паротепловое воздействие на северном куполе. В результате
получены новые геолого-промысловые данные, по которым уточнены проектные тех-
нологические показатели, коэффициенты битумоизвлечения и запасы битума.
В 1987 году организованы опытно-экспериментальное НГДУ «Татнефтебитум» и
Бугульминский отдел ВНИИ «Природные битумы» для создания опытно-промышлен-
ного производства по вводу в эксплуатацию новых месторождений, а также по добыче и
переработке природных битумов. С началом их деятельности работа на опытных учас-
тках Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений активизировалась.
Мордово-Кармальское месторождение полностью разбурено. К началу июня 1995
года пробурено 365 скважин. Эксплуатационный фонд составил 230 скважин. Из них
дающие битум - 45, нагнетательный фонд - 75 скважин, в числе которых под закач-
кой воздуха — 12 и парогаза — 1. Контрольный фонд составляет 44 скважины, пьезо-
метрических — 11, поглощающих — 4, дающих техническую воду — 1. Остальные сква-
жины находятся в консервации и в бездействии. С начала разработки месторождения
введено 28 элементов. На южном куполе испытывается внутрипластовое горение на
элементах с 22 нагнетательными скважинами. На северном куполе осуществляется
закачка парогаза. С начала разработки с месторождения добыто 141,2 тыс.т битума и
341,5 тыс.м3 жидкости. Среднегодовая обводненность продукции составляет 59%.
Рис. 10.10
Карта
разработки
Ашальчинского
месторождения
по накопленной
добыче
жидкости по
состоянию
на 01.07.1995 г.
В 1 mm2 - 1 т жидкости. £) - более 20 т жидкости.
Глава 10 309
Текущие показатели разрабатываемых элементов
на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов на 01.07.1995 г.
Номер элемента Номера скважин в эле- менте, давшие приток битума Площадь элемента, м2 Геологичес- кие запасы битума, тыс.т Добыча би- тума с начала разработки, тыс.т Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т Закачка воз- духа с начала разработки, млн.м3 Текущий ко- эффициент биту- моизвлече- ния,% Удельный расход воздуха, тыс.м3/т
1 2 3 4 5 6 7 8 9
12 8,86,9,10,10а, 11, 157,158,170,383д, 384,405,406 28480 94 25,5 67,0 116,5 27,1 4,6
265 20,156, 283, 284 20670 36 0,3 1,6 — — —
282 282, 283,301,302 25800 51 0,1 0,2 3,9 — —
285 284,285, 285а, 286,304, 305 25560 51 0,3 0,6 0,8 — —
303 283, 284,302,303, 304,321,322,368, 369,370,371 25536 116 8,2 15,5 34,5 7,1 4,2
306 286, 287,305,406, 307,324,325,433,434,435 27362 59 4,8 8,6 33,9 8,1 7,1
320 301,302,319,320, 321,340,341,372, 389,391,392 25800 76 4,2 8,2 30,2 5,5 7,2
323 145, 146,148,148а, 304,305, 322,323, 323д, 324,343,344 25264 98 6,9 17,0 31,5 7,0 4,6
326 167,307,308,325, 327,346,347,415 25188 43 3,1 5,9 2,0 7,2 —
342 77,144,147,151, 155,321,322,341, 342, 342д, 343 25200 117 7,6 12,2 58,4 6,5 7,7
310 _______Глава 10
Продолжение табл. 10.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
345 149,150,154,157, 158,159,324,325, 344, 345,346 25448 76 14,9 26,6 73,1 19,6 4,9
362 77,340,361,379, 380 25800 73 2,9 4,9 14,8 4,0 5,1
363 158,163,346,347, 363,364,384,385,473 24764 42 14,2 30,1 13,7 33,8 —
381 77,155,168,380, 382,402,403,413,414 25200 73 6,6 17,3 29,9 9,0 4,5
401 379,380,401,402,423 25800 62 0,4 1,3 7,4 — —
404 169,382,383д, 403, 404,404а, 405, 416, 425, 426 24528 89 8,6 24,6 30,0 9,7 3,5
407 171,384,385,406,407 26710 49 4,1 9,2 28,5 8,4 7,0
424 402,403,423,424,424а, 425 25200 36 0,8 2,0 1,0 2,2 —
427 405,406, 426,427,427а 19890 38 1,0 2,1 3,2 2,6 3,2
464 152,153,155,157, 160,161,343,344, 382,383д, 418,465, 466,467,468 25300 105 18,8 59,6 73,6 17,9 3,9
Технико-экономические показатели деятельности ОНГДУ «Татнефтебитум»
Показатель 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1978 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1990 1986 1991 1992 1993 1994
Добыча битума, ‘тыс. т 0,4 2,0 2,3 1,3 1,0 2,4 3,4 3,7 16,5 3,9 5,1 9,7 12,4 16,3 47,4 21,3* 23,1* 18,9 14,4
Накопленная добыча битума, тыс.т 0,4 2,4 4,7 6,0 7,0 9,4 12,8 16,5 16,5 20,4 25,5 35,2 47,6 63,9 85,2* 118,3* 137,2* 151,6*
Закачка: — воздуха, млн-м 1,4 6,5 7,4 6,2 8,2 9,6 12,9 9,2 61,4 16,3 26,8 43,7 61,4 73,1 221,3 77,2 92,1 84,7 62,3
— пара,тыс.т 6,5 10,2 11,7 8,1 5,3 7,1
— парогаза, тыс.т 5,3 5,4 6,4 7,2
Удельный расход: — воздуха, тыс. м/т 3,5 3,3 3,2 4,8 8,2 4,0 3,8 2,5 4,2 5,3 4,5 5,0 4,5 3,6 4,0 4,5 4,3
— пара, т/т 4,0 4,0 3,9 4,0 6,0 7.0
— парогаза, т/т 3,8 4,4 5,0 7,7
Фонд скважин: - добывающий 4 13 16 15 17 18 14 14 18 24 31 41 41 104 118 127 100 101
— нагнетательный 1 2 2 2 2 2 2 2 2 7 10 15 21 37 38 40 30 35
Капитальные вложе - ния, тыс. руб 488 2518 4251 7096 12176 28929 28922 3751675 7544622
в т.ч. С М Р 35 704 1024 3197 4223 10227 153352 1423500 2772145
Эсплуатационные за- траты, тыс. руб. 1337 1826 2999 3228 4477 12397 168635 1504440 1943400
Себестоимость битум- ной нефти, руб. т 326,5 358,2 279,7 260,1 279,8 418 7148,8 79600 237000
Производство битума назаводе, т 40662 40448 43706 45515 46323 43254 42229 42000 17000
Количество ОВГ-2 3 3 3 4 5 7 8 17 И
Количество ППУ 1 5 6 9 И И И И 6
* добыча с учетом скважин Лангуевского месторождения
312 Глава 10
Отобрано от начальных извлекаемых запасов 14,7%. Дебит одной действующей сква-
жины по битуму составляет 1,1т/сут. На месторождении осуществлена добыча биту-
ма с использованием следующих технологий: внутрипластовое горение — 121,1 тыс.т,
циклическая закачка пара — 9,3 тыс.т, циклическая закачка парогаза — 4,5 тыс.т, пло-
щадная закачка парогаза — 5,6 тыс.т, циклическая закачка воздуха — 0,7 тыс.т.
Геолого-технологические показатели разрабатываемых элементов приведены в
табл. 10.7. Из нее следует, что на элементах №№ 12 и 464 текущие коэффициенты
битумоизвлечения за 17 лет достигли 27,1% и 17,9% при удельных расходах воздуха
4,6 тыс.м3/т. и 3,9 тыс.м3/т. В течение 9 лет выработка элементов №№ 345 и 363 дос-
тигла 19,6% и 33,8% запасов. С начала разработки закачано 660,6 млн.м3 воздуха. Удель-
ный расход его составил 4,7 тыс.м3/т. Закачано 5,5 тыс.т пара, парогаза для цикличес-
кого воздействия — 9,3 тыс.т , для площадного — 29,1 тыс.т.
На Мордово-Кармальском месторождении природных битумов внутриплас-
товое горение является основным методом. Нагнетаемый воздух затрачивается для
поддержания внутрипластового горения. За время опытно-промышленных работ оп-
ределены оптимальное количество и темп закачки воздуха в пласт как при его иници-
ировании, так и при циклическом и площадном нагнетании. Кроме того, подобраны
технические средства по выработке теплоносителя (ППУ), внедрен механизирован-
ный способ добычи битума с закачкой пара в призабойную зону пласта без подъема
насоса, введены в эксплуатацию универсальные автоматические комплексы по опро-
бованию и добыче природного битума как в естественных условиях, так и после обра-
ботки призабойной зоны методами КСС-1, КСС-2 и ДХЛ.
Закачка парогаза велась с помощью парогенератора УНПГ-2/6 с номинальной
производительностью 2 т/ч. На северном куполе ведется закачка парогаза в сочета-
нии с тепловой обработкой призабойной зоны. За счет этого с начала разработки би-
тум получен из 42 скважин. Закачка парогаза в этом году ведется на скв. 40,146,107.
Циклическая закачка пара производится как с целью паротепловых обработок
призабойных зон скважин, так и для инициирования внутрипластового горения. За
текущий год закачано 0,7 тыс.т пара, добыто за счет циклических паротепловых обра-
боток 0,3 тыс.т битума (табл. 10.7).
На Ашальчинском месторождении опытно-промышленные работы по паротеп-
ловому воздействию ведутся с 1987 года. На месторождении пробурено 77 скважин, в
том числе 51 скважина по технологической схеме разработки первоочередного участ-
ка. С октября 1992 года по техническим причинам опытно-промышленные работы на
месторождении прекращены.
С начала разработки на этом месторождении добыто 2,35 тыс.т битума, в том числе
с использованием технологии циклической закачки пара — 1,13 тыс.т, циклической
закачки парогаза — 0,54 тыс. т, площадной закачки парогаза — 0,68 тыс.т.
Добыча жидкости с начала разработки составила 8797 м3. Закачка пара для цик-
лического воздействия — 169 т, парогаза для площадного воздействия — 448 т. Дебит
скважин по битуму составил 0,55 т/сут.
Основной объем битума дали скв. 195, 196, 203, 204а, 204, 205, 212, 533. Добыча
велась на опытном участке, где испытывалось паротепловое воздействие. В качестве
нагнетательных выбраны скв.509, 510, 533.
Карта разработки по накопленной добыче жидкости и нефти приведена на рис. 10.10.
Технико-экономические показатели деятельности ОЭ НГДУ «Татнефтебитум»
приведены в табл. 10.8. Из нее следует, что годовая добыча битума до 1987 года под-
держивалась почти на одном уровне. В последующие годы резко возросла. Увеличе-
ние себестоимости продукции объясняется общим ростом цен.
На основе результатов опытно-промышленных работ сформулированы следую-
щие рекомендации по дальнейшему совершенствованию разработки месторождений
природных битумов:
— широкое использование скважинной технологии добычи битумов;
— размещение скважин в продуктивном пласте по обращенной площадной схеме, а
на поверхности — кустами;
— циклическое и площадное воздействие паром на битумонасыщеный пласт.
На кустовой площадке размером всего в 300 м2 размещается групповая замерная
установка и групповая распределительная установка. Последняя необходима для рас-
пределения и замера объема пара, закачанного в нагнетательные скважины. При сет-
ке 100x100 м с одного куста охватывается 7,8 га площади продуктивного пласта. До
трети или половины проектной глубины скважину проводят вертикально, а ниже ство-
лы отклоняются в сторону запроектированных забоев.
Добываемая продукция в виде смеси битума, воды и газа отправляется по трубо-
проводу на центральный пункт подготовки. Вода из пункта подготовки направляется
в парогенераторы, обеспеченность которых попутной водой составляет 70—80%. Ос-
тальная часть воды добавляется из различных пресноводных источников.
На битумных месторождениях из-за высокой вязкости битума гидродинамичес-
кая связь между нагнетательными и добывающими скважинами затруднена. В связи
с этим битумные месторождения должны разрабатываться по площадной системе, при
которой вначале все скважины работают в циклическом режиме «закачка-выдержка-
отбор». В последующем при возникновении гидродинамической связи выбирается с
учетом геолого-физических условий нагнетательная скважина. При необходимости
площадная система трансформируется в рядную.
Таким образом, паротепловое воздействие в сочетании с циклической обработ-
кой скважин представляется двухэтапным процессом. На первом этапе циклической
обработке подвергаются как добывающие, так и нагнетательные скважины. Добыча
битума производится за счет сравнительно кратковременного воздействия на пласт.
Это приводит к раздренированию пласта и повышает приемистость нагнетательных
скважин. На втором этапе производится закачка пара в нагнетательные скважины в
количестве 0,9—1,5 от объема пор, и создавшаяся тепловая оторочка проталкивается
водой. Одновременно с паром в межтрубное пространство закачивается воздух.
10.6. Пути решения экологических проблем разработки
месторождений природных битумов
При разработке месторождений природных битумов следует учитывать степень
влияния процесса на окружающую среду: атмосферный воздух, поверхностные и
грунтовые воды и почву, так как объекты добычи, транспорта, подготовки и перера-
ботки углеводородного сырья в комплексе своем входят в число активных природо-
пользователей.
Загрязнение атмосферного воздуха может быть связано с выбросами из органи-
зованных и неорганизованных источников системы обустройства месторождений при-
родных битумов.
К организованным источниками выбросов относятся аварийные факелы и тру-
бы печей трубчатых подогревателей. При сжигании газа через факел в атмосферу по-
падают продукты окисления углеводородов П-IV класса опасности. Наиболее опас-
ными являются сероводород, сернистый ангидрид и двуокись азота.
Неорганизованными источниками выбросов загрязняющих веществ являются
технологическое и скважинное оборудование, а также запорно-регулирующая арма-
тура. Из-за их негерметичности и в аварийных ситуациях может произойти утечка
компонентов добываемого углеводородного сырья. Наиболее опасны выбросы в ат-
мосферу сероводорода.
Пока в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум» в эксплуатации находится сравнительно мало
объектов, а поэтому в атмосферу попадает незначительное количество загрязняющих
выбросов. С дальнейшим расширением деятельности объемы их будут расти. Из-за
высокой коррозионной активности продукции могут часто создаваться аварийные си-
туации. Все это в будущем потребует постоянного наблюдения за состоянием атмос-
ферного воздуха и создания пунктов контроля на территории месторождений при-
родных битумов.
Неблагоприятная экологическая ситуация при разработке природных битумов в
песчаниках шешминского горизонта уфимского яруса складывается в бассейне реки
Шешмы. Они залегают на глубинах от 50—70 мдо 100—300 м на границе пресных и
минерализованных подземных вод и расположены в районе населенных пунктов
(рис. 10.1). Оказалось, что покрышкой битумных залежей является пачка лингуловых
глин байтуганского горизонта. Одновременно она служит водоупором пресных вод [ 181 ].
Пресноводоносные пласты в песчаных известняках казанского яруса являются источ-
никами водоснабжения родников и хозяйственной деятельности населения.
Толща лингуловых глин имеет тектонические трещины, заполненные битумом.
В связи с этим в воде среднеспириферового известняка нижнего пресного водоносно-
го горизонта обнаружены следы сероводорода, аммония, брома и повышенная кон-
центрация солей [181].
По сведениям ОЭ НГДУ «Татнефтебитум» при опытной эксплуатации Мордо-
во-Кармальской залежи природных битумов тепловыми методами в некоторых слу-
чаях отмечается нагрев вышележащего водоносного пласта среднеспириферового из-
вестняка до 25—28°С, изменение химического состава пресной воды и колебания пье-
зометрических уровней. Это может неблагоприятно отразиться на водоснабжении рас-
положенных вблизи населенных пунктов. Следовательно, необходим контроль состо-
яния не только атмосферного воздуха, но и поверхностных вод.
Разработка месторождений природных битумов шахтным или карьерным спо-
собом сопровождается водосливом, утилизацией сточных вод и может привести к сни-
жению пьезометрического уровня в пластах пресных вод, затруднив тем самым снаб-
жение водой близрасположенных населенных пунктов.
Отсюда вывод: разработка залежей природных битумов, находящихся вблизи от
поверхности земли, может негативно сказаться на окружающей среде. Поэтому при
проектировании разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов
следует тщательно изучать и учитывать гидрогеологические условия верхних гори-
зонтов и рекомендовать благоприятные с точки зрения охраны окружающей среды
технологии. Авторы работ [173,181] рекомендуют осуществлять следующие приро-
доохранные мероприятия по защите поверхностных и грунтовых вод как на стадии
проектирования, так и в процессе разработки месторождений природных битумов:
— изучение распространения, химизма вод, фильтрационные свойства пород-кол-
лекторов, направления движения подземных вод и др. вышележащего пресно-
водного комплекса в разрезе;
— обоснование зоны санитарной охраны источников питьевых вод в ближайших
населенных пунктах;
— изучение качества покрышки и взаимосвязи верхних и промежуточных вод би-
тумных залежей;
— создание сети наблюдательных скважин на пресноводные горизонты и наблюда-
тельных постов на реках, озерах, родниках с систематическим отбором и анали-
зом проб воды;
— использование двухколонной конструкции скважин;
— применение усиленной изоляции и создание канализационной сети на всех неф-
тепромысловых сооружениях, включая гидроизоляцию земляных амбаров не-
фтяных скважин, сбор, утилизацию нефти и минерализованных сточных вод;
Вокруг источников централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения
необходимо предусмотреть:
— усиленную изоляцию трубопроводов на болотистой местности;
— прокладку технологических трубопроводов с усиленной толщиной стенки при
прохождении через водные объекты и во второй зоне родников, артезианских
скважин и колодцев;
— использование для заводнения нефтяных пластов очищенной пластовой воды;
— утилизация всех ливневых и производственных стоков с технологических пло-
щадок в систему поддержания пластового давления.
Система природозащитных мероприятий включает дамбы, боновые заграждения
и водопропускные сооружения и предусматривает перехват утечек нефти при разры-
вах трубопроводов нефтесбора.
Предотвращение загрязнения подземных вод гарантируется современными при-
емами разобщения пластов. В каждом проекте предусмотрены мероприятия, направ-
ленные на исключение межпластовых перетоков, и меры по предотвращению попада-
ния отходов бурения в экосистемы.
В процессе эксплуатации системы обустройства залежей тяжелых нефтей и при-
родных битумов и при аварийных ситуациях возможно загрязнение почвы жидкими
углеводородами и высокоминерализованной сточной водой. Это приводит к негатив-
ным последствиям: нарушается экологическое равновесие в почвенной системе, про-
исходит изменение морфологических и физико-механических характеристик почвен-
ных горизонтов, изменяются водно-физические свойства почв, нарушается соотно-
шение между отдельными фракциями органического вещества почвы, и в итоге сни-
жается продуктивная способность земель.
Потенциальными источниками загрязнения являются буровые площадки, буро-
вые и промысловые амбары, нефтепромыслы, факелы, нефте-, водо- и газо-проводы,
естественные поля испарения, нефтехранилища, наземный транспорт.
Для своевременного предотвращения нарушений и сохранения естественного со-
става почвы, растительного и животного мира в проектах необходимо предусматри-
вать визуальные, инструментальные и биологические методы контроля.
Инструментальный метод контроля ведется на эпизодических и режимных объек-
тах наблюдения службой охраны окружающей среды.
Эпизодические пункты предназначены для уточнения конкретного источника
загрязнения по сообщениям населения, а также по требованиям вышестоящих и кон-
тролирующих организаций.
Режимные пункты устанавливаются на местах аварийных разливов — амбары,
резервуары нефти, скопления сточных и зараженных вод, населенные пункты, леса,
водоемы, реки.
Отбор проб почвы производится два раза в год: весной и осенью.
В местах разлива определяют площадь, а затем по диагонали через 8—9 м отби-
рают пробы почвы с глубины 0—20 см и 20—40 см. Общая продолжительность наблю-
дений составляет не менее двух-трех лет.
Территория размещения факелов контролируется в радиусе до 3 км отбором об-
разцов почвы через каждые 500 м. Контроль за состоянием почвы осуществляется в
соответствии с положением РД 39 -0147098—015—90.
10.7. Контроль за выработкой и экологическим состоянием
месторождений битумов при тепловом воздействии
Швыдкин Э.К., Напалков В.Н. и Кондрашкин В.Ф. предложили метод контроля
за выработкой пластов на месторождениях природных битумов, разрабатываемых при
тепловом воздействии [183]. Контроль осуществляется путем сравнения распределе-
ний потенциалов техногенных электрических полей при интенсивном развитии теп-
ловых процессов и электрических полей отдельных элементов на значительной пло-
щади до воздействия на залежь природного битума.
На рис. 10.11 представлено распределение естественных электрических полей
над битумной залежью.
Эти поля, по мнению авторов, имеют электрохимическую природу и существу-
ют в связи с возникновением окислительно-восстановительных потенциалов в райо-
не углеводородной залежи и на ее границах [183].
При тепловом воздействии на залежь битума в зоне нагрева увеличивается
кислотность пластовых вод pH от 8— 11 до 4—6 и их минерализация. В то же время
Рис. 10.12
Мордово-Кармальское месторождение битумов.
План изолиний потенциала электрического поля.
Масштаб 1:2000
минерализация и кислотность пластовых вод, не затронутых тепловым воздействи-
ем, не меняются. В пласте формируются две зоны с различающимися электрохими-
ческими свойствами.
Содержащийся в составе пород пирит вступает в электрохимические реакции с
пластовой водой этих двух зон. Причем в зоне нагрева протекают преимущественно
реакции восстановления, поэтому она приобретает положительный потенциал. Зона
же, не затронутая тепловым воздействием, имеет отрицательный заряд.
При взаимодействии этих двух зон создается электрическое поле. Потенциал поля
можно измерить на дневной поверхности серийной стандартной геофизической ап-
паратурой. Результаты измерения техногенного электрического поля на Мордово-Кар-
мальском месторождении битумов свидетельствуют, что изолинии потенциала элек-
трического поля южного купола имеют сложную конфигурацию (рис. 10.12) [183].
Это связано с термическим воздействием на пласт.
По утверждению авторов, предлагаемая методика позволяет вести оперативный кон-
троль за движением теплового поля в пласте и может быть использована для решения
экологических задач. Площадные измерения потенциалов электрического поля позволя-
ют своевременно обнаружить нарушение и утечки теплоносителя за его пределы.
Таким образом, Республика Татарстан располагает большими запасами тяжелых
высоковязких нефтей и природных битумов. Из-за нерентабельности производства
разработка их сдерживается.
Основные запасы природных битумов сосредоточены в уфимском ярусе верхне-
пермских отложений. Битумы месторождений Татарстана имеют жидкую или полужид-
кую консистенцию и по физико-технологическим показателям и групповому составу
Относятся к классу мальты и к промежуточному классу мальты и нефти.
Плотность природных битумов изменяется в диапазоне 930—970 кг/м3, динами-
ческая вязкость при пластовых условиях — от 500—800 мПас до 4600—16000 мПа*с.
Повышенная плотность и высокая вязкость природных битумов обусловлены
значительным массовым содержанием асфальтенов — от 4,3% до 18,1%, смол силика-
гелевых — до 13—25%. Природные битумы — это неньютоновские системы. При по-
вышении температуры до 100 °C природные битумы оказываются по консистенции
близкими к вязким и высоковязким нефтям. Аномально вязкие свойства значитель-
но ослабляются при температурах выше 50—60 °C.
Отсюда следует вывод о возможности успешного использования скважинной тех-
нологии в сочетании с термическими методами, в том числе и термозаводнения, при
эксплуатации месторождений природных битумов.
На Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях апробирован ряд
термических методов воздействия на битумонасыщенные пласты — паротепловое,
внутрипластовое горение и их разновидности. Показана пригодность этих техноло-
гий для реализации на других месторождениях природных битумов Татарстана.
Выбор технологий разработки месторождений природных битумов следует обо-
сновать с учетом близости их залегания к пресноводному комплексу региона.
Состояние воздушного бассейна, пресноводного комплекса и почвы на террито-
рии деятельности ОЭ НГДУ «Татнефтебитум» по результатам исследований квалифи-
цируется пока как благоприятное. В процессе дальнейшего расширения битумодобычи
загрязнение окружающей среды может усиливаться. В будущем в этих районах следует
организовывать постоянное наблюдение (мониторинг), создавать пункты контроля за
состоянием атмосферного воздуха, питьевой и грунтовых вод, а также почвы для при-
нятия своевременных мер. Меры по защите окружающей среды от загрязнений необхо-
димо предусмотреть на стадии проектирования разработки природных битумов.
Для контроля за выработкой пластов и экологическим состоянием природной
среды при разработке месторождений природных битумов с использованием тепло-
вого воздействия предлагается методика, основанная на измерении потенциалов элек-
трических полей.
11. Экологическая безопасность при разработке
нефтеных месторождений
11.1. Основные положения программы «Экология — 90—95»
Разработка нефтяных месторождений обычно сопровождается загрязнением воз-
духа различными вредными примесями, водных источников и земель — нефтью и сточ-
ными водами. В последние годы в общей добыче увеличивается доля тяжелых эколо-
гически более опасных сернистых нефтей, объемы сероводородсодержащих пласто-
вых вод и сернистого нефтяного газа. При разработке залежей вязких нефтей и биту-
мов скважинными тепловыми методами изменяется термоградиент по разрезу, хими-
ческий состав воды и ухудшается ее качество в вышележащем водоносном горизонте.
Атмосферный воздух загрязняется сероводородом и меркаптанами. Усугубляет поло-
жение также применение широкой гаммы химических реагентов для выработки труд-
но извлекаемых запасов. Негативно сказывается и старение нефтепромысловых со-
оружений и оборудования, которые эксплуатируются уже более 35—40 лет.
Всесторонний анализ технологических процессов разработки нефтяных место-
рождений показал, что эффективность экологических программ снижается из-за сле-
дующих основных причин:
— недостаточная решенность проблем экологической чистоты технологических
процессов в проектах разработки и обустройства нефтяных месторождений, стро-
ительства и ремонта скважин, в комплексных программах по повышению нефте-
отдачи пластов и интенсификации разработки;
— некачественная реализация имеющихся проектных решений ввиду недостаточ-
ной оснащенности техническими средствами повышенной эксплуатационной на-
дежности, контрольной аппаратурой и слабой системы контроля.
С учетом всего вышеизложенного в объединении «Татнефть» была разработана
комплексная программа «Экология — 90—95». Программа явилась базовым докумен-
том для деятельности всех подразделений АО «Татнефть» в области охраны окружа-
ющей среды на современном этапе разработки нефтяных месторождений Татарстана.
Кроме того, в течение ряда лет осуществлялись и осуществляются комплексные
экологические исследования в нефтяных районах. Впервые на новейшей методичес-
кой и информационной базе выполнен многофакторный анализ современного состо-
яния окружающей среды — воздуха, воды и почвы. Разработаны методические осно-
вы оценки техногенной нагрузки, проведено ранжирование территории по антропо-
генному воздействию на природную зону.
Целью экологической программы явилось построение имитационной модели и
описание методами системной динамики функциональных связей между отдельны-
ми модулями, выработка критериев, направленных на ограничение источников заг-
рязнения и ослабление эффектов их воздействия с санитарно-гигиенических и эко-
логических позиций, создание научно обоснованной сети абиогенного и медико-эко-
логического мониторинга.
Для реализации программы в 320 населенных пунктах на территории деятель-
ности АО «Татнефть» созданы посты для санитарного надзора за состоянием окружаю-
щей среды. Целевыми исследованиями выявлены источники и причины загрязнения
воды и воздушного бассейна. В результате установлено, что загрязнение вод происхо-
дит в связи с осложнениями в технологии разработки нефтяных месторождений. Боль-
шей частью из-за порывов водоводов сточных вод системы поддержания пластового
давления — в 46% случаях, в процессе капитального ремонта скважин — в 23%, из-за
межпластовых перетоков — в 10%, в результате негерметичности земляных амбаров —
в |15% и прочих причин — в 6% случаях.
' Исследованиями ТатНИПИнефти установлено, что 90% выбросов углеводоро-
дов в атмосферу дают технологические резервуары и 8% — потери при сборе попутно-
го нефтяного газа. Выявлено, что 50% выбросов сернистого ангидрида составляют про-
дукты сгорания кислых газов на факелах и около 35% — выбросы от сжигания попут-
ного сероводородсодержащего газа.
Из количественной дифференциации основных источников загрязнения видно,
что проблема охраны недр и окружающей среды при нефтедобыче тесно связана с
проблемой герметичности и эксплуатационной надежности нефтепромысловых со-
оружений, а также оптимизации техногенной нагрузки по отдельным технологичес-
ким блокам и зонам пласта. Это требует повышения качества крепления скважин,
снижения или исключения коррозии нефтепромыслового оборудования, сокращения
технологических выбросов в атмосферу, снижения объемов закачки (отбора) техно-
логической жидкости за счет оптимизации режимов работы скважин.
Разработка залежей трудноизвлекаемых запасов с применением различных ме-
тодов интенсификации добычи, повышение уровня защищенности водоносных объек-
тов, особенно содержащих пресные воды, обусловили необходимость применения уси-
ленных конструкций скважин. При бурении добывающих и нагнетательных скважин
с альтитудой устья 120 и более метров предусматривается спуск промежуточного кон-
дуктора, а с альтитудой менее 120 м — спуск удлиненного (до 70 м) направления. За
период 1990—95 г.г. построено более 1500 скважин с усложненной конструкцией. Это
составляет 32% к пробуренному фонду скважин за упоминаемый период.
Особое внимание уделялось работам, связанным с доподъемом цементного ра-
створа за кондуктором, за эксплуатационной колонной, а также ликвидацией и пере-
ликвидацией скважин. Бурение новых вертикальных скважин в санитарно-защитных
зонах населенных пунктов, родников и малых рек сегодня не производится. При не-
обходимости извлечения запасов нефти в этих случаях предусматривается бурение
наклонно-направленных скважин.
Проблема коррозии нефтепромыслового оборудования в Татарстане, как и в дру-
гих нефтяных регионах страны, всплыла с началом использования промысловых сточ-
ных вод в системе поддержания пластового давления. На основе анализа эффектив-
ности применяемых разнообразных методов антикоррозийной защиты еще в конце
70-х годов доказана высокая надежность применения оборудования и сооружений с
применением защитных покрытий, в основном на неметаллической основе. Доказана
целесообразность, организовано и продолжает наращиваться производство металло-
пластмассовых труб.
Только в 1995 году в АО «Татнефть» выпущено 1584 км коррозионно-стойких
металлопластмассовых труб (МПТ). Это позволило заменить 77% линий разводящих
водоводов сточных вод и 79% — подводящих.
В настоящее время в системе утилизации нефтепромысловых сточных вод нахо-
дятся в эксплуатации более 5 тыс.км защищенных от внутренней и внешней корро-
зии труб. В результате аварийность снизилась в три раза. Так, только с 1994 года по
1995 год общее количество порывов уменьшилось с 3005 до 1763, то есть на 41%.
Расчеты показывают, что в 1999 году завершится обновление 7200 км трубопро-
водов системы утилизации сточных вод коррозионно-стойкими металлопластмассо-
выми трубами.
Важным направлением является повторное использование старых трубопроводов
путем протяжки вовнутрь их полиэтиленовых оболочек. Широко применяются также
и эффективные ингибиторы коррозии. В результате наметилась устойчивая тенденция
снижения загрязненности рек юго-востока Татарстана. Так, в 1986 году содержание хло-
ридов в воде рек Степной Зай, Мелля, Ик и Кичуй достигала 800 мг/л. В настоящее
время содержание хлоридов в воде реки Ик находится на уровне ПДК, рек Мелля и
Кичуй несколько выше ПДК, а в реке Степной Зай сократилось более два раза.
Важнейшей задачей в области защиты атмосферного воздуха является сокраще-
ние объема выбросов вредных веществ. Повышение эффективности и объемов сбо-
ра нефтяного газа позволило довести коэффициент использования газа до 96,0%, в
том числе газа из девонских отложений — до 99,6%, сернистого — до 72,8%. До пода-
чи на переработку сернистый газ проходит через три установки сероочистки. Для
значительного сокращения выбросов в атмосферу разработана и внедрена новая тех-
нология улавливания легких фракций углеводородов. На 18 товарных парках дей-
ствуют 20 установок, впервые в мире в таких масштабах уловлено более 300 тысяч
тонн ценных углеводородов. В результате объем выбросов углеводородов из резер-
вуаров сведен практически к нулю, а в целом по АО «Татнефть» с учетом других
источников выбросов сокращен в 5,6 раза. Намечен монтаж и ввод в эксплуатацию
блочных компрессорных установок на 12 пунктах сепарации. Это позволит утили-
зировать дополнительно более 18 млн.м3 газа в год и значительно увеличить уро-
вень использования сернистого газа.
В последние годы наблюдается значительное улучшение атмосферного воздуха
в зоне нефтяников и число анализов, выявляющих превышение ПДК, существенно
сократилось.
Разбуривание и обустройство нефтяных месторождений и залежей влечет за со-
бой отвод больших площадей земель. В начале 80-х годов в пользовании объединения
«Татнефть» находилось более 55 тыс.га земель. За последнее десятилетие площадь их
сократилась до 38,8 тыс.га, в то время фонд пробуренных скважин за этот период вы-
рос в 1,3 раза. И все благодаря упорядочению отвода и возврата земель, строгому со-
блюдению норм, рациональному размещению объектов и сооружений. Отвод земель
под бурение и обустройство скважин и затраты, связанные с использованием земель,
в значительной степени сократятся при внедрении кустового метода строительства и
бурении горизонтальных скважин. В результате сохранятся плодородные земли, со-
кратится протяженность коммуникаций и промысловых дорог, повысится эффектив-
ность обслуживания скважин. За 1990—95 годы в объединении «Татнефть» пробуре-
но 86 горизонтальных скважин для интенсификации выработки трудноизвлекаемых
запасов, давшие заметное снижение размера отвода отчужденных земель. Сохране-
ние плодородия земель, которое нарушается при бурении скважин, строительстве и
эксплуатации коммуникаций, нефтепромысловых объектов, при разливах и утечке
нефти и нефтепромысловых сточных вод, является важной проблемой. В АО «Тат-
нефть» впервые в отрасли разработаны технологии рекультивации земель, загрязнен-
ных нефтепромысловыми сточными водами и нефтью, позволяющие передавать пре-
жним пользователям ежегодно в среднем до 2500 га. Площади загрязненных земель в
последние годы сокращаются. Так, если в 1986 году замазученные и засоленные зем-
ли составляли 390 га, то в 1995 году эти площади сократились более чем в 2,5 раза.
Значительный объем работ выполняется по целенаправленной защите источ-
ников питьевых вод от загрязнения и их восстановлению. Под пристальным внима-
нием центральной водной лаборатории АО «Татнефть» находятся 434 родника. Ре-
зультаты обнадеживающие, но минерализация вод 70 родников пока превышает
ПДК. Важнейшее значение придается возрождению родников нефтяного региона. С
этой целью разработаны специальные мероприятия, осуществляемые в ходе смотра-
конкурса «За чистоту родников». В 1995 году эстетически обустроено 178, а в 1996
году — более 160 чистых родников.
Значительное улучшение экологической обстановки и повышении безопаснос-
ти эксплуатации нефтепромысловых объектов в АО «Татнефть» предусмотрено в но-
вой комплексной программе «Экология 96- 2000» («Экологическая безопасность при
добыче нефти на юго-востоке Республики Татарстан») [215].
11.2. Направления повышения экологической безопасности добычи
нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
Проблема охраны окружающей среды в нефтяном регионе Татарстана усугубляется
тем, что большинство месторождений вступили в позднюю стадию своей разработки ха-
рактеризующейся обводненностью продукции добывающих скважин выше 85%, а также
значительным износом нефтепромыслового оборудования и высокой долей трудноизв-
лекаемых запасов нефти. Выработка трудноизвлекаемых запасов требует в свою очередь
внедрения специальных мероприятий КРС, строительства дополнительной сети водово-
дов и др., что увеличивает техногенную нагрузку на окружающую среду. Стабилизация
добычи нефти на поздней стадии обеспечивается большим объемом бурения уплотняю-
щих скважин и вовлечения в интенсивную разработку участков под крупными населен-
ными пунктами. В разработку вводятся в основном залежи вязких и высоковязких верх-
них горизонтов, нефть, газ и вода которых характеризуются повышенным содержанием
сероводорода и высокой агрессивностью добываемых флюидов.
В связи с этим важное значение приобретают мероприятия по оценке экологи-
ческого риска добычи нефти, по инвентаризации источников и видов воздействия на
природную среду для планирования мероприятий природоохранного и эколого-тех-
нологического назначения. Оценка риска подразумевает оценку вида и степени угро-
зы, опасности или возможного ущерба.
Очевидно, что при проведении мероприятий по повышению эффективности ос-
воения нефтяных месторождений необходимо оценивать экологический риск по всем
вариантам разработки залежи с применением многофакторного аналитического под-
хода и использованием метода имитационного моделирования с учетом природных
условий района размещения объекта техногенного воздействия, природной ценности
и хозяйственной значимости территории в зоне воздействия, прогнозируемого влия-
ния на окружающую среду.
Выбор варианта размещения объекта нефтедобычи предполагает:
— комплексную оценку устойчивости экосистем к воздействию объекта в пределах
зоны воздействия;
— прогнозную комплексную оценку изменений природной среды вследствие реа-
лизации проектных решений с учетом устойчивости природных ландшафтов к
техногенному воздействию и прогнозных изменений в компонентах природной
среды по каждому варианту;
— характеристику возможных социальных последствий планируемой деятельнос-
ти и влияния ее на жизнь и здоровье населения по каждому варианту;
— сравнительный анализ ущерба, наносимого природной среде при различных ва-
риантах размещения объекта;
— сравнительную оценку воздействия деятельности нефтяников на особо охраня-
емые природные территории по всем вариантам размещения объекта.
Выполнение комплекса перечисленных выше мероприятий позволяет на науч-
ной основе выработать оптимальное решение с наименьшим экологическим риском
при максимальной эффективности производства.
В качестве критериев устойчивости природной системы к внешнему воздействию
необходимо брать силу и масштабы реакции среды на внешний раздражитель и защи-
щенность подземных сфер, содержащих чистые питьевые воды, от проникновения и
распространения элементов-загрязнителей.
По характеру контакта с геологической средой и потенциальной опасности неф-
тепромысловые объекты подразделяются на наземные — дожимные и кустовые на-
сосные станции, групповые замерные установки, хранилища нефти и газа, отстойни-
ки, сепараторные установки, трубопроводные коммуникации, и подземные - - сква-
жины и собственно залежь — многокомпонентное образование с измененными физи-
ко-химическими характеристиками.
Оценка воздействия наземных объектов не представляет особой сложности и вы-
полняется по отдельным природным средам, подвергающимся как прямому воздей-
ствию: воздух, поверхностные воды, почвы, так и опосредованному влиянию — под-
земные воды зон активного и затрудненного водообмена с использованием физико-
математического моделирования.
Для оценки воздействия на окружающую среду подземных нефтепромысловых
объектов разработана информационно-аналитическая имитационная система. Здесь
учтены следующие данные:
— распространение водоносных пластов и их фильтрационные параметры;
— наличие разделяющих водоупоров;
— тектонические нарушения, гидравлические окна, флексурные смещения и т.д.;
— распределение пластовых давлений и температур;
— гидравлическая взаимосвязь между пластами;
— положение ВНК;
— влияние тектонических нарушений на распределение пластовых давлений, вза-
имодействие между продуктивными пластами, выше- и ниже залегающими во-
доносными горизонтами, отдельными участками продуктивных пластов;
— концентрация полезных компонентов в подземных водах в пределах объекта воз-
действия и за его контурами, закономерности их изменения в плане и разрезе;
— содержание и состав растворенного в подземных водах газа;
— химический состав подземных вод, их коррозионная активность.
Эти данные представляются в виде пакета гидрохимических и пьезометричес-
ких карт с разрезами водоносных горизонтов, водоупорных покровных и подстилаю-
щих отложений, зависимости давлений от условий залегания для отдельных комп-
лексов и всего разреза.
Функциональный модуль этой модели позволяет в пределах продуктивного пла-
ста выделять положение зон с разной техногенной нагрузкой: степенью выработанно-
сти пластов текущей и конечной нефтеотдачей, обводненностью продукции скважин,
продолжительностью сроков разработки и т.п. Эти зоны представляют наибольший
интерес для дальнейшей разработки и диктуют требования к системе разработки, в
том числе к распределению отбора и закачки воды.
На участках Ромашкинского месторождения создана и опробована эколого-техно-
логическая модель процесса разработки залежи, по которой прослеживается измене-
ние во времени техногенной нагрузки на геологическую среду, определяется взаимо-
связь между экологическими и технологическими факторами и отбирается наилучший
вариант разработки с учетом перспективного прогноза изменений техногенной на-
грузки на геологическую среду.
Для определения областей наибольшего технологического риска при разработ-
ке^ месторождений строятся карты текущих и накопленных значений техногенной на-
грузки на геологическую среду. На основании этих карт выделяются зоны с аномаль-
ными значениями техногенной нагрузки, исследуются наиболее значимые для каж-
дого участка факторы, наконец, вырабатываются эколого-технологические меропри-
ятия по оптимизации добычи нефти.
В соответствии с приоритетностью экологических целей проводимых исследо-
ваний на первый план выходит анализ причинно-следственных связей блока «среда-
здоровье», который и выделяется в качестве отдельного этапа. В результате его реали-
зации определяются конкретные источники неблагоприятного воздействия и пути пос-
ледующего его снижения. Оценка значимости загрязнения среды по комплексу влия-
ния на организм человека по показателям здоровья населения интегрально учитыва-
ет воздействие всех, в том числе не идентифицированных загрязнителей. Оценка со-
стояния окружающей природной среды во взаимосвязи со здоровьем населения яв-
ляется конечным критерием оценки эффективности внедряемых мероприятий. Для
анализа причинно-следственных связей зависимости «среда-здоровье» в информаци-
онно-аналитической имитационной системе «Мониторинг» разработана медико-эко-
логическая модель.
На базе этой системы становится возможным решение задач оценки экологичес-
кого риска добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений и прогноза
эффективности природоохранных мероприятий: определение режима эксплуатации
добывающих и нагнетательных скважин, расположенных в зонах повышенного эко-
логического риска, учет возможности использования технического состояния сква-
жин для наиболее полного извлечения нефти из недр при минимальном экологичес-
ком риске загрязнения природных сред, обоснование оптимального энергетического
режима эксплуатации нефтяных залежей, максимальное снижение экологического
ущерба и экономия материально-технических ресурсов за счет улучшения структуры
оборотного водоснабжения для целей ППД, сокращение объемов закачки пресных и
повышение эффективности закачки сточных вод.
Эти направления являются основой экологически безопасной эксплуатации не-
фтяных месторождений и заложены в программу «Экология 1996—2000 гг.» [184].
11.3. Экологическая безопасность при строительстве скважин
Свыше 50% объемов буровых работ в АО «Татнефть» приходится на земли ак-
тивного сельскохозяйственного и лесного пользования. В связи с этим защита земель
от загрязнений и вовлечение их в сельскохозяйственный оборот являются важными
проблемами.
Традиционно используемая в АО «Татнефть» технология, заключающаяся в за-
сыпке содержимого шламовых амбаров минеральным грунтом и плодородным слоем
почвы с последующей рекультивацией мест захоронения не предотвращает полнос-
тью загрязнения почв.
При строительстве скважин на буровых площадках скапливается значительное
количество твердых и жидких материалов. К твердым материалам относят выбурен-
ную породу, а к жидким — естественную водную суспензию и отработанный буровой
раствор.
Глинисто-песчаная выбуренная порода, получаемая при бурении под направ-
ление и кондуктор, скапливается в земляном амбаре. В амбары же собирают и кар-
бонатную породу, получаемую при бурении с промывкой скважины естественно-
водной суспензией.
Порода, получаемая при бурении скважин на глинистом растворе в интервале
вскрытия продуктивного пласта, собирается в металлические емкости или амбар для
бурового раствора.
В АО «Татнефть» выполнен большой объем научно-исследовательских работ по ра-
циональной утилизации отходов строительства скважин. На первом этапе разработана
технология и подобрано оборудование для переработки жидких и твердых отходов буре-
ния на «Полигоне» с полным разделением их на глину, мел, барит, нефть, воду и нефтесо-
держащую выбуренную породу. Вариант «Полигон» является пока затратным, так как
необходимо приобрести большой комплекс технологического оборудования.
На первом этапе разработан скважинный вариант утилизации выбуренной по-
роды и бурового раствора, обеспечивающий снижение капитальных вложений по срав-
нению с вариантом «Полигон» на 172 млрд.рублей.
С целью улучшения экологической обстановки в районах ведения буровых ра-
бот предлагается комплекс мероприятий по предотвращению загрязнений и засоло-
нения почв и водоемов. К этим мероприятиям относится применение усложненной
конструкции скважин в пределах верхних горизонтов питьевых вод, гидроизоляция
земляных амбаров, оснащение буровых установок циркуляционными системами, ку-
стовое строительство скважин, исключение применения нефти в качестве смазываю-
щей добавки к буровым растворам, регенерация отработанного бурового раствора с
применением оборудования фирмы «Трай-Фло», закачка отходов бурения в погло-
щающие горизонты и использование отходов бурения в других целях.
Снижение вредных выбросов возможно заменой нефти как составной части бу-
ровых растворов на экологически чистые смазочные добавки типа ДСБ-4ТТ и широ-
кое внедрение полимерных систем. Для соблюдения условий охраны окружающей
среды при освоении скважин предлагается внедрение экологически чистого техноло-
гического процесса, исключающего загрязнение окружающей среды.
После вторичного вскрытия пласта скважина промывается технической водой или
нефтью, при необходимости производится обработка ее технологической жидкостью на
углеводородной основе и затем освоение глубинными насосами в нефтяной коллектор.
Буровой глинистый раствор, содержащий в себе во взвешенном состоянии неф-
тесодержащую выбуренную породу, полученную при бурении продуктивного пласта
первой скважины куста, используется при строительстве последующих скважин. При
необходимости восстановление технологических параметров осуществляется путем
обработки химреагентами или добавлением свежеприготовленного раствора с глино-
завода. При невозможности восстановления технологических параметров отработан-
ный буровой раствор вместе с выбуренной породой закачивается в поглощающие го-
ризонты последующей скважины куста в качестве тампонажного материала и инерт-
ного наполнителя. Таким образом, экономятся средства на приобретение, транспор-
тирование и закачку сторонних материалов аналогичного назначения. Буровой ра-
створ с последней скважины куста, сохранивший технологические параметры в рег-
ламентируемых значениях, вывозится на глинозаводы для регенерации или на сосед-
ние скважины с целью повторного использования. Определение варианта утилиза-
ции осуществляется исходя из экономической целесообразности.
В экстремальных условиях искусственная зона поглощения для утилизации ма-
териалов бурения создается с помощью направленного гидроразрыва пласта.
Рекультивация территории размещения скважин осуществляется согласно «Ин-
струкции по восстановлению земель (рекультивации) после окончания бурения сква-
жин» РД 39—3—552—81. Рекультивируемые площади после завершения предусмат-
риваемых регламентом работ передаются землепользователям в соответствии с «По-
ложением о порядке передачи рекультивируемых земель землепользователям пред-
приятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения по-
лезных ископаемых, проводящими геологоразведочные, изыскательские, строитель-
ные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова».
Скважины, где вскрыты зоны катастрофического поглощения, временно пере-
водятся в категорию поглотительных. В Эти скважины закачивают жидкие и твердые
материалы бурения с соседних кустов, где не обнаружены поглощающие горизонты.
После закачки всех материалов бурового производства, если намыв не привел к поло-
жительному результату, зона поглощения ликвидируется с помощью профильного пе-
рекрывателя конструкции ТатНИПИнефть.
При внедрении всех перечисленных выше мероприятий негативное воздействие
на окружающую среду при строительстве скважин практически сводится к минимуму.
Таким образом, для повышения экологической безопасности при строительстве
скважин рекомендуются следующие приоритетные направления:
— разработка экологически безопасных систем буровых растворов с низким содер-
жанием твердой фазы;
— разработка экологически безвредных смазывающих добавок для утяжеленных
буровых растворов;
— разработка технологии и технических средств вторичного вскрытия, исключаю-
щих получение водонефтяной эмульсии на территории скважины при освоении;
— разработка эффективной технологии закачивания горизонтальных скважин, обес-
печивающей повышение добывающих возможностей, с целью сокращения ко-
личества наклонно-направленных скважин;
— разработка и создание технических средств для раздельного сброса и транспор-
тировки карбонатно-силикатного и нефтесодержащего шлама с целью его даль-
нейшей переработки;
— оснащение всех буровых бригад металлическими емкостями циркуляционныой
промывочной жидкости от шлама.
11.4. Пути повышения надежности внутрискважинного оборудования
и систем сбора продукции скважин
Ежегодно по нефтепромысловым трубопроводам перекачиваются сотни милли-
онов кубометров нефти и технологической жидкости, содержащих в значительных
количествах коррозионно-активные компоненты: сероводород, двуокись углерода,
ионы хлора и др. Высокая агрессивность транспортируемых сред существенно сокра-
щает сроки службы трубопроводов. В АО «Татнефть» построены и функционируют
цех по покрытию насосно-компрессорных труб (НКТ) производительностью 400 км
в год и цехи по изготовлению металлопластмассовых труб с общей производительно-
стью более 2000 км в год.
Протяженность нефтепроводов в АО «Татнефть» — свыше 35 тыс.км. Из них
74,9% приходится на долю выкидных линий до групповых установок; 14,7% — сборных
нефтепроводов групповых установок до дожимных насосных станций; 7,4% — нефте-
проводов от дожимных насосных установок до товарных парков; 1,5% — нефтепрово-
дов от товарных парков до головных сооружений; 1,5% — суммарных межцеховых
технологических линий.
На сегодня срок службы нефтепроводов значительно ниже достигнутых в миро-
вой практике.Для существенного продления его требуются и происходят коренные
изменения в стратегии применения защитных мероприятий, как и в системе поддер-
жания пластового давления. В результате применения защитных мероприятий поры-
вы напорных нефтепроводов в АО «Татнефть» уменьшились с 0,23 до 0,18 порыв./км.
С целью предотвращения коррозионного износа нефтяных коммуникаций совер-
шенствуются существующие и разрабатываются новые методы защиты оборудования:
— новые материалы покрытий, менее склонных к накоплению асфальтосмолопа-
рафиновых отложений (АСПО);
— новые методы удаления АСПО;
— методики контроля осаждения и удаления отложений на нефтепромысловых
трубах и насосных штангах;
— методики и организация сервисной службы по диагностике технического состо-
яния трубопроводов;
— производство на базе местного сырья ингибиторов коррозии, бакцирицидов;
— производство новых материалов для повышения качества наружной изоляции и др.
Повысит экологическую безопасность нефтяного оборудования по всей техно-
логической цепочке разработка и внедрение новых технологических решений. К при-
меру, поиск решения нейтрализации газовых выбросов, образующихся при добыче
природных битумов с применением внутрипластового горения. Разработана техно-
логия, обеспечивающая очистку газа от сероводорода с получением элементарной серы
и дожиганием всех вредных веществ. Внедрение установки позволит снизить выбро-
сы серы на 640 т/год. Решается технология очистки попутного нефтяного газа от се-
роводорода окислением до элементарной серы на твердых катализаторах, разрабаты-
вается технология и оборудование для очистки газа из затрубного пространства сква-
жин с утилизацией его в систему нефтесбора. Внедрение оборудования также позво-
лит существенно сократить выбросы углеводородов и сероводорода в атмосферу. Вне-
дрение технологии улавливания паров легких нефтепродуктов, выделяющихся из
резервуаров при наливе в автоцистерны, предотвратит выброс более 150 т углеводо-
родов в год.
11.5. Экологическая безопасность при ремонте скважин
Технология капитального ремонта скважин в АО «Татнефть» предусмотрена в
герметизированном варианте.
Размещение оборудования и работы по ремонту скважин производится на отчуж-
денной территории размером 0,36 га. В аварийных ситуациях происходит загрязнение
устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По завершении работ все
загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории рекультивируется.
Технологические ремонтные операции производятся по замкнутой схеме с при-
менением земляных амбаров, изолированных полиэтиленовой оболочкой; циркуля-
ционных систем; герметизирующих сальниковых устройств; быстросъемных трубных
соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других ма-
териалов на почву.
В процессе текущих и капитальных ремонтов используется пресная и техничес-
кая вода в качестве жидкости глушения и транспортирующей жидкости при разбури-
вании цементных мостов, при выполнении работ по интенсификации притока и по
промывке скважин. В связи с этим вода загрязняется взвешенными твердыми части-
цами, химическими веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.
При производстве работ по стимуляции скважин и повышению нефтеотдачи пла-
стов все применяемые химические вещества, растворители, гели, кислоты в полном
объеме закачиваются в продуктивный пласт.
Пресная и техническая вода после использования в технологических процессах
отстаиваются в циркуляционных емкостях. Выбуренная порода и цемент оседают на
дно емкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется
для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах. Ос-
ветленная отстоявшаяся вода закачивается в систему сбора нефти. Высоковязкие па-
стообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также асфальтосмолопа-
рафинистые вещества перерабатываются на специальных установках, или использу-
ются в качестве тампонирующего материала для ликвидации зон поглощения при
ремонте и бурении скважин, либо закачиваются в поглощающие скважины.
Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других материалов
из сальниковых устройств и быстросъемных соединений трубопроводов могут обра-
зовывать отходы: нефтеасфальтосмолопарафинистые вещества — до 20,5 кг на 1 ре-
монт, техническую воду — до 0,1 м3 на 1 ремонт.
Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических процес-
сов нефтедобычи в АО «Татнефть» является их закачка в поглощающие горизонты
фаменского яруса. Это осуществляется через специально пробуренные скважины. Для
определения условий скважинной утилизации учтены все методы, применяемые на
промыслах Татарстан. Это позволяет определять всевозможные сочетания различных
реагентов в жидких отходах и объемы отходов.
Практически все технологические процессы осуществляются по «разовой» тех-
нологии, а потому непродолжительны по воздействию на экосистему. Это сводит к
минимуму риск загрязнения окружающей природной среды. Кроме того, все отходы
при осуществлении технологических процессов скапливаются на рабочей площадке
у устья скважины в виде шлама, загрязненной почвы и продуктов нейтрализации кис-
лот или щелочей, то есть в твердом или пастообразном состоянии. Жидкие отходы
могут быть представлены в виде водных растворов исходных химических реагентов и
вспомогательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях.
Кроме того, жидкие отходы в виде водных дисперсий ПАВ могут образовывать-
ся при подготовительно-заключительных операциях: промывке автоцистерн и насос-
ных агрегатов, а также ствола скважины и НКТ.
В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов процесса добы-
чи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно утилизировать несколь-
кими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в системе ППД для обработ-
ки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается не-
обходимость транспортировки их к специальным скважинам для захоронения в по-
глощающие горизонты. К числу таких отходов относятся неонолы АФ96 и АФ912, а так-
же гексан. Закачку ПАВ осуществляется в виде водных растворов с концентрацией
до 10%. После закачки этих отходов повышается приемистость нагнетательной сква-
жины вследствие моющего действия ПАВ и растворителя. Аналогичным образом сле-
дует поступать с отходами MgCL2 и FeCL.t, добавляя их в нагнетаемую в пласт воду.
Во-вторых, есть группа химических реагентов, отходы которых могут быть использова-
ны в технологических процесса при их совместном применении. Например, при закач-
ке АФд12в нагнетательные скважины ПАВ типа неонолы АФ96 для увеличения нефтеот-
дачи пластов допускается добавлять в нагнетаемую в пласт воду отходы полигликоля,
щелочных агентов (NaOH, NaHCO3, Na2CO3, аммофос), а также солей MgCL.2 и FeCL3.
Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины,
где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны скважин. Однако в этом
случае концентрации HCL и HF следует довести до 8—10% и 3—5%, соответственно.
Следует иметь в виду, что недопустимая совместная утилизация отходов хими-
ческих реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может
привести к резкому снижению приемистости поглощающей скважины. В АО «Тат-
нефть» разработан перечень таких нежелательных сочетаний.
Тенденция улучшения экологической обстановки в области ремонта скважин АО
«Татнефть» наметилась в 1990 году. В первую очередь это проявилось в повышении
качества ремонтных работ и, как следствие, в снижении количества ремонтов. В 1990
году выполнено 22000 текущих и капитальных ремонтов, а в 1995 году необходимость
их снизилась до 19000 ремонтов.
Гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболочкой исключила филь-
трацию в грунт технической минерализованной воды и других химических веществ, а
следовательно, предотвратила загрязнение подземных горизонтов пресных вод.
В 1994 году завершена разработка и освоен выпуск природоохранного оборудо-
вания для подземных ремонтов скважин. В комплекс входит: циркуляционная емкость
из трех отделений, устройство по очистке внешней поверхности колонны НКТ от
любой скважинной жидкости при подъеме труб из скважины, а также устройство по
предотвращению разбрызгивания скважинной жидкости при подъеме НКТ, когда не
срабатывает сливной клапан.
Оснащение всех бригад подземного ремонта комплексом этого оборудования по-
зволит исключить использование земляных амбаров и предупредить попадание заг-
рязнений на почву.
В АО «Татнефть» освоено производство устройства, обеспечивающее выполне-
ние подземных ремонтов нагнетательных скважин и скважин, оборудованных встав-
ными насосами, без предварительного глушения. Ведется разработка подобного уст-
ройства для ремонта других видов скважин.
11.6. Экологическая безопасность на объектах подготовки нефти
Подготовка нефти, добываемой на месторождениях АО «Татнефть», осуществ-
ляется на 25 установках, в том числе девонская нефть — на восьми установках комп-
лексной подготовки нефти и шести термохимических установках, а на одиннадцати
установках — высокосернистая.
Потенциальная опасность загрязнения окружающей среды при подготовке не-
фти характеризуется количеством выбросов углеводородов из технологических ап-
паратов, продуктов сгорания топлива в печах для нагрева нефти и воды, а также заг-
рязнением почвы соленой водой и нефтепродуктами при аварийных ситуациях в неф-
тепроводах и на установках.
С целью уменьшения опасности загрязнения окружающей среды при сборе и
транспорте нефти и воды на всех объектах АО «Татнефть» внедрена герметизирован-
ная высокоэффективная совмещенная схема сбора и подготовки нефти. Такая схема
позволяет осуществлять предварительный сброс пластовой воды на дожимных на-
сосных станциях, исключать встречные перекачки больших объемов агрессивных вод
в интервале ДНС-УПН-КНС, снижать объемы жидкости, нагреваемой на установках
подготовки нефти. Разрушение устойчивых эмульсий путем гидродинамических эф-
фектов в сочетании с деэмульгаторами при транспортировании жидкости по трубо-
проводам различного назначения позволяет снижать температуру процесса на УПВСН
по сравнению с типовой схемой на 5—10° С и, соответственно, уменьшать вредные
выбросы в виде продуктов сгорания топлива в печах.
Известно, что основными источниками выбросов до 1% легких углеводородов в
атмосферу являются технологические, товарные и буферные резервуары на товарных
парках. С целью предотвращения выбросов на установках АО «Татнефть» смонтиро-
ваны и функционируют системы улавливания легких фракций.
С экологической точки зрения важное практическое значение имеет экономия
пресных вод, применяемых на установках обессоливания нефти. В технологических
регламентах предусматривается периодическое снижение расхода пресной воды до
4—5% за счет опреснения пластовых вод на поздней стадии разработки месторожде-
ний, применения на ступенях обессоливания каплеобразователей и высокоэффектив-
ных смесителей, а также возврата опресненных вод после ступеней обессоливания на
прием сырьевого насоса.
Таким образом, экологическая обстановка на объектах подготовки нефти АО «Тат-
нефть» ежегодно улучшается благодаря внедрению в широких промышленных масш-
табах технологических, технических и организационных мероприятиях. Перспектив-
ные направления работ и реализации мероприятий, направленных на экологическую
безопасность процесса подготовки нефти, предполагают дальнейшее его совершен-
ствование с применением новейших эффективных технологических решений. В чис-
ле намеченных на ближайшее время следующие:
— разрушение эмульсии в трубопроводах систем сбора и транспорта нефти, сброс
пластовой воды на дожимных насосных станциях, дающие уменьшение объемов
перекачки агрессивной пластовой воды в интервале ДНС-УПН-КНС;
— разделение газированных и разрушенных деэмульгатором эмульсий на нефть,
газ и воду перед установкой предварительного сброса с применением концевых
делителей фаз. Это позволяет осуществлять сброс пластовых вод непосредствен-
но на месторождениях;
— монтаж концевых делителей фаз перед установками предварительного сброса
для расслоения газированного потока эмульсии на газ, эмульсию и воду: сброс,
очистка и утилизация 70—90% пластовой воды в пунктах добычи нефти и ис-
ключение встречных перекачек соленой пластовой воды;
— применение линейных и секционных каплеобразователей, электрокоалесциру-
ющих установок, электропульверизующих аппаратов, безштуцерных вводов рас-
слоенных потоков в отстойные аппараты. Это обеспечивает необходимую глу-
бину разрушения эмульсий при более низких, по сравнению с типовой схемой,
температурах нагрева нефти и уменьшить расход пресной воды, топливного газа
и количество вредных выбросов в атмосферу;
— монтаж системы улавливания легких фракций на резервуарах товарных парков.
Она полностью исключает выбросы легких углеводородов в атмосферу;
— увеличение производительности сепараторов, отстойных аппаратов и электро-
дегидраторов за счет применения средств интенсификации процессов разруше-
ния эмульсий и отделения газа. В итоге достигается уменьшение размеров тех-
нологических площадок;
— изменение направления грузопотоков на поздней стадии разработки нефтяных
месторождений и перевод части установок на режим холодного предваритель-
ного обезвоживания и дозагрузки отдельных установок комплексной подготов-
ки нефти. Это позволит уменьшить количество экологически вредных объектов
в районах добычи нефти;
— очистка резервуаров различного назначения на товарных парках от нефтесодер-
жащих шламов по герметизированной технологической схеме с использованием
размывающих головок и горячей товарной нефти;
— предварительная глубокая переработка нефтесодержащих шламов по комплекс-
ной технологической схеме ТатНИПИнефти с использованием специального обо-
рудования отечественных и зарубежных фирм.
11.7. Мероприятия по повышению надежности
системы поддержания пластового давления
и полноте очистки сточных вод на период 1996—2000 годы
Основополагающую роль в решении задач стабилизации добычи нефти играет
надежное функционирование системы поддержания пластового давления (ППД), ко-
торая должна обеспечивать:
— объемы закачки воды в продуктивные пласты и давление ее нагнетания по сква-
жинам участка, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с
технологическими схемами и проектами разработки;
— подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим
свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов), удовлет-
воряющих требованиям технологическим схем и проектов разработки;
— возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки
воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки,
так и по месторождению в целом;
— герметичность и надежность применяемого замкнутого цикла водоподготовки и
заводнения с использованием нефтепромысловых сточных вод;
— возможность изменения режимов закачки воды в скважины, воздействия на при-
забойные зоны скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата их
заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти.
Широкое использование в системе ППД нефтепромысловых сточных вод, со-
держащих коррозионно-активные компоненты, в значительной мере снижает надеж-
ность и долговечность трубопроводных систем, насосного оборудования, блоков, на-
порных гребенок, запорных арматур. За последние годы выполнен большой объем
работ по созданию коррозионно-стойких покрытий для оборудования и трубопрово-
дов. Построен и функционирует цех по изготовлению металлопластмассовых плетей.
Использование металлопластмассовых труб (МПТ) для реконструкции и капиталь-
ного строительства трубопроводов позволило снизить аварийные порывы за после-
дние десять лет в 4,2 раза.
Ниже перечислены основные направления совершенствования системы ППД в
АО «Татнефть», нацеленные на повышение надежности работы объектов и оборудо-
вания, расширение систем ППД на новых месторождениях, на создание систем ППД,
обеспечивающих переход на гибкое регулирование и управление процессами движе-
ния флюидов в пласте и вовлечение невырабатываемых запасов на действующих ме-
сторождениях: осуществляется в следующих направлениях:
— применение более совершенных коррозионно-стойких покрытий поверхности
оборудования и трубопроводов;
— сокращение коммуникаций системы ППД с применением насосных установок
малой производительности (150—2500 м3 в сутки и давлением нагнетания 10—
25 МПа) для индивидуальной и групповой закачки пресной и сточной вод с орга-
низацией предварительного сброса попутно добываемой воды, ее очистки и за-
качки в ближайшие нагнетательные скважины;
— поиск совершенных технических средств для учета закачки воды по каждой груп-
пе скважин, а также объектам разработки;
— организация сервисного обслуживания насосных агрегатов объемного и дина-
мического действия для закачки воды, ремонт запорной и регулирующей арма-
туры с антикоррозионным покрытием;
— защита трубопроводной обвязки скважин и КНС (БКНС) от замораживания,
опытно-промышленные работы на нагнетательных скважинах с пакером-отсе-
кателем и футерованными НКТ.
Кроме того, успешное решение проблем по совершенствованию и повышению на-
дежности работы системы ППД возможно при выполнении следующих мероприятий:
- обеспечение подготовки закачиваемой воды требуемого качества по содержанию
твердых взвешенных частиц и нефтепродуктов на основе каскадной технологии
ее очистки для закачки в конкретные скважины;
— разработка регламентов на подготовку сточной и пресной воды для закачки в
продуктивные пласты;
— совершенствование системы проектирования, эксплуатации и обслуживания
системы ППД;
— автоматизация и телемеханизация контроля и регулирования пластовых пара-
метров с подачей управляющих сигналов в систему ППД;
— определение и прогнозирование срока службы скважин, трубопроводов, КНС
(БКНС);
— определение объемов и организация замены изношенного оборудования и стро-
ительства новых мощностей по закачке;
— разработка технологий восстановления и утилизация металлоемкого оборудо-
вания с истекшим сроком амортизации (трубопроводы, резервуары и т.д.);
— периодическая очистка трубопроводов, утилизация и переработка отходов;
— анализ и разработка комплексных технологических схем реконструкции систем
ППД по площадям с учетом коллекторских свойств пласта групп и отдельных
скважин;
— совершенствование технологий очистки призабойной зоны нагнетательных сква-
жин и технологии вскрытия пласта.
Очистка сточных вод осуществляется с применением резервуаров типа РВС с
жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ), булитов типа ОГ с ЖГФ, булитов, ре-
зервуаров-отстойников и резервуаров, оборудованных дополнительными устройства-
ми для сброса качественных пластовых вод, не нуждающихся в дополнительной очи-
стке. На одном объекте в состав очистных сооружений входит нефтеловушка, кото-
рая используется для совместной очистки ливневых стоков, а также сероводородной
сточной воды Карабашского битумного завода.
Более 95% очищенных вод используется в системе ППД и около 5% закачивает-
ся в глубоко залегающие поглощяющие горизонты. Здесь не менее важно совершен-
ствование техники и технологии проведения работ в экологически безопасном режи-
ме. В этом плане в АО «Татнефть» намечен большой комплекс работ.
Разработка и внедрение герматизированных аппаратов по очистке сточных вод
для предотвращения вредных выбросов в окружающую среду, например, аппаратов
АОСВ 2/2 производительностью 3000 м’/сут, позволит снизить содержание твердых
взвешенных частиц и нефти в сбрасываемой воде до (20—30) мг/л и даст экономичес-
кий эффект за счет сокращения объемов нефти, сбрасываемой со сточной водой в пла-
сты, уменьшит число ремонтов нагнетательных скважин и предотвратит попадание
нефти в почву при порывах нефтепроводов.
Оснащение существующих очистных сооружений газоуравнительными линия-
ми исключит выброс углеводородного газа и сероводорода в атмосферу и защитит
крыши резервуаров от коррозии.
Дооборудование отстойных резервуаров и булитов гидрозатворами и другими сред-
ствами поддержания уровня наполнения и межфазного уровня на заданных отметках
позволит предотвратить возможные переливы сточных вод из буферных емкостей.
Осуществляя предварительный сброс и очистку пластовой воды на установках,
расположенных вблизи кустовых насосных станций, можно уменьшить протяженность
трубопроводов и нефтепроводов, а также количество энергетических и материальных
затрат на внутрипромысловую перекачку продукции скважин и сточных вод.
Практикуется систематический контроль за работой и техническим состоянием
очистных сооружений для корректировки технологического регламента их эксплуа-
тации и дооборудования.
В число обязательных и строго контролируемых мероприятий входит своевре-
менное удаление и промышленная переработка нефтешлака, накапливающего в ре-
зервуарах и булитах при очистке сточных вод во избежание загрязнения им террито-
рии, прилегающей к площадкам очистных сооружений.
11.8. Пути предотвращения загрязнения почв и грунтов
нефтепродуктами и сточной водой
Первостепенное значение в охране почвенных ресурсов нефтедобывающих рай-
онов имеет сокращение удельного расхода земель на строительство нефтепромысло-
вых объектов. За последние годы в АО «Татнефть» сократили площади отчуждаемых
земель. Так, удельный расход их на обустройство одной скважины уменьшился с 3,53
га в 1970 году до менее одного гектара в настоящее время.
С целью регламентации работ по сохранению и возрождению нарушенного по-
чвенного слоя в АО «Татнефть» подготовлена и издана «Инструкция по почвенному
обследованию земель, загрязненных нефтепромысловыми сточными водами» и «Ме-
тодические указания по рекультивации земель, загрязненных нефтепромысловыми
сточными водами». Для контроля за содержанием углеводородов в отходах процесса
бурения разработана и внедрена «Методика экспресс-определения содержания нефти,
экстрагируемой четыреххлористым углеводородом, в твердых отходах процесса бу-
рения». Методика может быть использована и при расчетах загрязнения почвы угле-
водородами. Токсичность нефтесодержащих почв определяется в соответствии с «Ме-
тодикой определения класса опасности нефтезагрязненной почвы».
Наиболее перспективной и экологически безопасной является биологическая ре-
культивация путем использования и активации жизнедеятельности почвенных микро-
организмов и внесения специальных биопрепаратов, содержащих нефтеокисляющие
микроорганизмы. Применение его хорошо в комплексе с агрохимическими и агротех-
ническими мероприятиями резко повышает их общую эффективность.
Улучшение охраны и рациональное использование земельных ресурсов нефтедобы-
вающих районов может быть достигнуто на основе внедрения следующих мероприятий:
1. Сокращение объемов ежегодно отводимых земель для бурения скважин и неф-
тепромыслового строительства. Это обеспечивается за счет увеличения объемов кус-
тового бурения, рационального размещения устьевого оборудования при бурении и
ремонте скважин.
2. Осуществление комплекса экономических и административных мер против
загрязнения и порчи земель замазучиванием, засолонением и наездами.
3. Совершенствование методов рекультивации земель и составления технологи-
ческой документации. Создание специализированного сервисного подразделения и
проведение биотехнологической рекультивации земель, загрязненных нефтью и неф-
тепродуктами.
4. Разработка приемов рекультивации почв смешанного типа загрязнения.
5. Совершенствование и удешевление технологий восстановления замазученных
и засоленных земель.
Заключение
История и опыт освоения месторождений Татарстана и Башкортостана весьма
поучительны, богаты примерами смелого, творческого решения сложных научнотех-
ническиХ/'проблем, умелого преодоления трудностей, самоотверженного труда и но-
ваторских исканий.
Высокие темпы развития нефтяной промышленности этих республик достигну-
ты в результате применения передовой техники и технологии поисков, разведки, со-
здания и совершенствования прогрессивных методов бурения скважин и разработки
нефтяных месторождений, добычи и подготовки нефти и газа и обустройства про-
мыслов.
Создание и промышленное внедрение крупных технологических решений по
совершенствованию и интенсификации разработки нефтяных месторождений дало
возможность в значительной степени повысить темпы отбора нефти и газа из недр.
Вот уже пять десятилетий нефтяные промыслы Татарстана и Башкортостана
являются полигоном промышленных экспериментов, а история разработки таких ме-
сторождений как Ромашкинское, Бавлинское, Туймазинское, Арланское, Ново-Елхов-
ское является выдающимся вкладом в мировую нефтяную науку. Этот опыт имеет
важное значение для подготовки к разработке и эксплуатации других многопласто-
вых нефтяных месторождений. Автором книги сделано обобщение и анализ всего на-
копленного опыта, а положительные результаты исследований могут быть успешно
внедрены во всей отрасли.
Вследствие длительной и интенсивной разработки нефтяных месторождений
Татарстана, когда впервые достигнутый в одном регионе 100-миллионный уровень
добычи нефти удерживался более 7 лет, а в Башкортостане на уровне 40 млн. тонн,
активные запасы республик истощались, и это послужило причиной последующего
падения добычи нефти. В этих условиях основным резервом нефтегазодобычи, как и
во многих других регионах России, являются трудноизвлекаемые запасы.
В этих республиках по традиции к трудноизвлекаемым относят запасы слабо-
вырабатываемых малопроницаемых и глинистых (с глинистостью более 2%) терри-
генных и в сложно построенных карбонатных коллекторах, а также запасы высоко-
вязкой нефти и водонефтяных зон. Доля трудноизвлекаемых нефтей в остаточных
запасах непрерывно растет.
Важную роль в обеспечении полноты выработки запасов играют методы ослаб-
ления либо предупреждения отрицательного влияния сил, противодействующих вы-
теснению нефти из пласта. На поздней стадии разработки залежей при заводнении к
ним относят капиллярные и вязкостные силы. Повышение вязкости пластовой не-
фти на заводненных участках происходит из-за частичного уноса газа вытесняющей
водой.
Коэффициенты вытеснения, охвата пласта выработкой и нефтеотдачи оказыва-
ются низкими в условиях проявления аномально вязких свойств нефти. Отрицатель-
ное влияние аномалий вязкости и структурно-механических свойств в полной мере
проявляется на залежах тяжелой высоковязкой нефти каменноугольных отложений
и битумов, а также в охлажденных при заводнении нефтенасыщенных участках де-
вонских залежей парафинистой нефти.
В монографии показано, что условия, предупреждающие отрицательные послед-
ствия аномально вязких свойств нефти, следует создавать на стадии проектирования и
реализовать их в процессе залежей. С этой целью предложена методика ТатНИПИнефть-
по проектированию разработки месторождений аномально вязкой нефти. Кроме гид-
родинамических, указаны и другие способы ослабления отрицательного их влияния на
полноту выработки запасов — тепловые и химические. Указано, что эффективность теп-
ловых методов высокая при прогреве нефти до 50- 60°С, а из химических способов воз-
действия — применение ПАВ, содержащих нефтерастворимые компоненты, компози-
ций из ПАВ и растворителей или СО2.
Анализ состояния разработки нефтяных месторождений подтверждает, что с
наиболее высокой эффективностью при заводнении вырабатываются залежи легких
девонских нефтей даже при относительно редкой сеткой скважин. Оказалось, что на
поздней стадии чрезмерная компенсация отборов жидкости закачкой воды на девон-
ских залежах не гарантирует поддержание высоких темпов отбора нефти, а сопровож-
дается отбором значительных объемов попутной воды. В то же время форсирование
отборов жидкости из группы близрасположенных скважин обеспечивает увеличение
объемов добычи нефти с участка и снижение или стабилизацию обводненности про-
дукции в условиях соответствующей компенсации закачкой воды. Регулирование от-
боров жидкости и закачки воды может явиться эффективным средством сокращения
объемов добычи попутной воды.
Показано, что на поздней стадии доизвлечение остаточной нефти и повышение
полноты выработки запасов достигаются путем бурения дополнительных скважин и
оптимизации плотности сетки, разукрупнением эксплуатационных объектов, эффек-
тивным применением заводнения и горизонтальных скважин, регулированием отбо-
ра жидкости и закачки воды, а также других гидродинамических и физико-химичес-
ких методов воздействия на нефтяные залежи.
Бурение дополнительных скважин на слабодренируемых участках и горизонталь-
ных скважин на малоэффективных залежах оказалось весьма перспективным мероп-
риятием.
Повышение градиента давления без проявления отрицательных последствий
интерференции скважин на ранней стадии разработки залежей аномально вязкой не-
фти сопровождается ростом отборов при плотности сетки менее десяти гектаров на
скважину. Эффективность разукрупнения эксплуатационных объектов на многопла-
стовых залежах аномально вязкой нефти оказалась наиболее высокой при значитель-
ных отличиях коллекторских свойств отдельных пластов. Отсюда следует вывод о
необходимости объединения в единый объект и эксплуатации пластов с близкими
коллекторскими свойствами пород.
В монографии сформулированы критерии применимости заводнения в терри-
генных и карбонатных коллекторах. В частности, указано, что эффективное примене-
ние заводнения возможно на залежах нефти с вязкостью до 100 - 120 мПа.с. Выясне-
но, что при обосновании давления нагнетания при заводнении залежей следует учи-
тывать и вязкостные свойства нефти.
Среди третичных методов повышения нефтеотдачи пластов по масштабам при-
менения, разнообразия технологий и эффективности выделяются физико-химичес-
кие. Более эффективны методы, обеспечивающие охват глубокозалегающих зон пла-
ста воздействием и лучший отмыв остаточной нефти из заводненного объема. К ним
можно отнести закачку алкилированной серной кислоты с ПАВ, загущенной полиме-
рами воды, осадкообразующих систем, микробиологическое и сейсмоакустическое
воздействие.
Продуктивные характеристики скважин тесно связаны с особенностями вскры-
тия пласта, крепления ствола, освоения и глушения скважин. Рекомендованы высо-
неэффективные полимерные ‘растворы без твердой фазы или с добавкой ПАВ для
первичного и в качестве жидкостей глушения при вторичном вскрытии пластов, спе-
циальные устройства для предотвращения цементирования продуктивной зоны и
методы безперфораторного вторичного вскрытия. Сформулированы геолого-техни-
ческие условия эффективного применения новых технологий и технических средств
заканчивания скважин при вторичном вскрытии пластов.
На залежах Татарстана и Башкортостана в широких масштабах применяются
методы стимуляции притока нефти. Важными задачами широкомасштабного приме-
нения этих методов являются не только поддержание высокого уровня добычи не-
фти, но и обеспечение полноты выработки запасов. С учетом этого разработан и изло-
жен новый концептуальный подход к выбору и последовательности реализации ме-
тодов обработки призабойных зон скважин. Эти методы направлены на вовлечение в
разработку слабодренируемых нефтенасыщенных интервалов пласта либо на ухуд-
шение притока воды из водопроводящих каналов. Выявлено, что наиболее эффектив-
ными являются гидравлический разрыв и системная технология кислотных обрабо-
ток скважин. Методы избирательного воздействия на водопроводящие каналы ока-
зываются менее эффективными.
В монографии проанализированы эффективности применения новых материа-
лов и разнообразных технологий ремонтно-восстановительных и водоизоляционных
работ, а также работ по ликвидации скважин.
Тяжелые нефти и битумы являются одним из важнейших перспективных источ-
ников углеводородного сырья. На территории Татарстана сравнительно на неболь-
шой глубине имеются большие запасы таких углеводородов. В настоящее время не-
которые залежи природных битумов введены в разработку. Многие методы добычи и
повышения битумоотдачи испытываются на этих залежах. Опыт их реализации, не-
сомненно, будет полезен в ближайшем будущем.
Важнейшей задачей топливно-энергетической промышленности на современном
этапе являются обеспечение экологической безопасности нефтегазодобычи. В АО
«Татнефть» этой проблеме придается важное значение. Сегодня в нефтяной компа-
нии разработана на 1996-2000 годы и реализуется программа «Экология». Програм-
ма посвящена обеспечению условий экологической безопасности при разработке не-
фтяных месторождений, эксплуатации нефтегазопромысловых сооружений при до-
быче, транспорте и подготовке нефти и газа, а также восстановлению нарушенного
экологического равновесия в зоне деятельности нефтяников.