Основные принципы разработки, противопоставляшиеся на дискуссиях

В середине 1957 г. Техсовет МНП и все его секции прекратили свою деятельность из-за упразднения Министерства нефтяной промыленности в связи с реконструкцией управ­ления народным хозяйством страны – организацией совнархозов.

Завершив описание деятельности Техсовета МНП, надо осо­бо отметить, что в 50-х годах в нашей стране развернулась ост­рая дискуссия по вопросам, связанным с основными прин­ципами и системами разработки нефтяных месторождений. Дискуссия началась со следу­ющего вопроса: рационально ли разбуривать весьма обширные водонефтяные зоны (меж­ду начальны­ми внутренним и внешним контурами нефтеносности) залежей нефти в горизонтах D_Iи D_IIТуймазинского месторождения зна­чительно более редкими сетками скважин, чем чисто нефтяные зоны (внутри внутренних контуров нефтеносности)? Можно ли рассчитывать на то, что относительно более плотная сетка сква­жин в чисто нефтяной зоне обеспечит высокое нефтеизвлечение из обширной объемлющей водонефтяной зоны с более редкой сеткой скважин?

Дискуссия усилилась после открытия Ромашкинского девонского месторождения и со­ставления «Генеральной схемы» его разработки. Признавалась всеми необходимость разрезания общей площади Ромашкинского месторождения батареями нагнетательных скважин на отдельные площади (объекты) самостоятельной разработки. Спорным были, в основном, следующие вопросы: о способах разрезания нефтяной залежи; о форме ли­ний разрезания и величинах площадей, выделяемых в отдельные объекты разработки; о плот­ностях сеток скважин; о влиянии плотности сетки скважин на нефтеизвлечение; о много­этапности систем разработки; о рациональности использования в опреде­ленных условиях осевого, центрального или очагового заводнения; об условиях (сроках) отклю­чения обвод­нившихся скважин; о количестве воды, добываемой с нефтью к концу разра­ботки; об использовании форсированного отбора жидкости и т.п.

Дискуссия проявлялась на каждом из описанных выше Всесоюзных совещаний начиная с 1952 по 1956 гг. включительно. Кроме того, в марте 1956 г. ректор МИНХиГП проф.К.Ф. Жигач организовал в институте специальное проведение дискуссии по поводу принципов и систем разработки. Основными докладчиками, возглавлявшими противоположные на­правления в дис­куссии, были А.П.Крылов и я (В.Щ.). В дискуссии приняли участие (в по­рядке выстyплений): М.М. Глоговский, В.П. Яковлев, В.И. Щуров, С.И. Кувыкин, И.А. Чарный, М.А. Жданов, Ю.П. Борисов, Ф.Ф. Дунаев, Г.Л. Говорова, М.А. Гусейнзаде, В.А. Амиян, В.Н. Дахнов, А.З. Мушин, А.Г. Сердий, М.Ф. Мир­чинк, П.П. Галонский, К.Ф. Жигач. Судя по приведенному списку выступавших, дискуссия была достаточно много­людной и представительной. Приводить здесь аргyментацию каждого из участ­ников дискуссии я не считаю возможным по следующим причинам: во-первых, это очень трудо­емкая работа; во-вторых, я счи­таю, что в настоящее время эта дискуссия представляет, в основном, исторический интерес, так как накопившийся опыт и итоги разработки доста­точно четко выявили справедливость или несправедливость взглядов участников дискуссии; наконец, в-третьих, мне как активному участнику дискуссии было бы не­удобно давать оценки по итогам дискуссии.

Не вдаваясь в оценки дискуссионных положений, автор счел полезным перечислитъ их (т.е. основные принципы разработки) в порядке противопоставлений. Такое перечисление и противо­поставление дискуссионных положений (повторяю, без оценки каждого из них) было выполнено в одном из разделов статьи. написанной мною с сотрудниками и опубликованной в 1959 г. (см.работу [29]). Полный текст этого раздела работы ниже цити­руется. Следует дать пояснение к цитируемому тексту по каждо­му вопросу: в пункте а формулируется критикуемое положение; в пункте б – уточнение или новое положение теории разработ­ки, предлагаемое мной в данной работе (оно было выработано мною совместно с коллективом научных работников при кафед­ре теоретической механики. Этот коллектив вел исследования с 1954 г. по вопросам разработки нефтяных месторождений по до­говору с Техуправлением МНП). В состав коллектива входили: доц. (потом проф.) Г.Л. Говорова, проф. (зав. кафедрой высшей математики) М.А. Гусейнзаде, проф. М.А. Жданов* и я – проф. В.Н. Щелкачёв.

Читателям данной работы предоставляется возможность самим оценивать противопо­ставляемые формулировки основных положений разработки (их можно назвать основ­ными принципами разработки в пунктах а и 6).

Забегая вперед, замечу, что читатель данной работы может найти оценки формулировок пунктов а и б,основанные на опыте и приведенные в сравнительно недавно изданных монографиях К.С. Баймухаметова н Р.Х. Муслимова, посвященных анализу историй раз­работки Туймазинского и Ром:ашкинского месторождений. Далее об этих монографиях будет сказано подробнее.

Описание дискуссии, вызванной разработкой именно Ромашкинского месторождения, приводилось в очень многих книгах, статьях, докладах, диссертациях. К сожалению, многие из таких описаний не опирались на факты, были ошибочными и тенден­циозными, повторяясь в таком виде от одного автора к другому. Мне известна лишь одна моно­графия, в которой совершенно объективно, основываясь только на фактах, используя цитаты из стенограмм выступлений участников дискуссии, эта дискуссия правдиво дове­дена до сведения всех читателей. Автором этой, единственно правдивой (в отношении освещения дискуссии) монографии был И.П. Чоловский [73]. Он как геолог много лет проработал сначала в Татнефти, а затем в Геологическом управлении МНП. И.П. Чолов­ский сам участвовал во многих из тех заседаний и совещаний, на которых выступали участники дис­куссии. Однако в своей монографии И.П. Чоловский излагает содержание дискуссии и передает выступления ее участников не по памяти, не на основании личных убеждений, а как уже выше было подчеркнуто, дословно·цитируя стенограммы выступле­ний. Такое качество монографии И.П. Чоловского (объективность и точность) дает мне основание рекомендовать ее всем, кто заинтересован в том, чтобы получить правдивое описание дискус­сии, имеющей достаточно широкую известность. Перехожу к цитиро­ванию упомянутой выше статьи.

1а. Разработка всей крупной залежи нефти или каждой ее части, выделенной в само­стоятельный объект, ведется от перифе­рии к центру несколькими этапами. На каждом этапе одновре­менно работают лишь три батареи эксплуатационных скважин. Внутренняя область всей залежи (или каждой ее части) вынужденно консервируется или экранируется работающими батарея­ми эксплуатациониых скважин, перехватывающими напор нагнета­телъных скважин или напор активных краевых вод.

1б. Вынужденная многоэтапность разработки и вынужденная консервация центральных участков залежи нефти должны быть исключены. Все разрабатываемые участки залежи нефти должны подвергаться столь интенсивному воздействию естественного и искусс­твенного напоров, чтобы можно было начинать эксплуатировать любую часть разраба­тываемого участка без вынужденного прекращении эксплуатации другой части.

2а. Обводняемые батареи эксплуатационных скважин обязательно должны быть отклю­чены на промежуточной или сравни­тельно ранней стадии, когда обводненность скважин батареи достигает только 30-50%.

2б. Обводняющиеся скважины не обязательно должны отклю­чаться на ранней или проме­жуточной стадии обводнения. Система разработки должна обеспечивать возмож­ность длительной эксплуатации обводненных скважин с разными дебитами на раз­ных этапах обводнения и с проведением всего цикла работ с обводненными скважинами.

3а. Остающаяся на периферийных участках разрабатываемой залежи нефтъ может бытъ после отключения периферийных скважин отобрана центральными скважинами. В част­ности, нефть из водоплавающей части залежи (между внешним и внутренним контурами нефтеносности) может быть отобрана эксплуатаци­онными скважинами, расположенными в чисто нефтяной ее части.

3б. Нельзя рассчитывать отобрать центральными скважинами всю ту нефть, которая оста­ется на периферийных учас­тках после отключения периферийных скважин. Необходимо разрабатывать и доразрабатывать каждый участок в основном теми скважинами, которые на нем расположены. В частности, нельзя рассчитывать на достаточно полный отбор нефти из широкой водоплавающей части только теми скважинами, которые расположены в чисто нефтяной части залежи. В связи с этим на широкой водоплавающей части надо закладывать эксплуатационные скважины, и в некоторых случаях (см. ниже) водопла­вающая часть залежи должна выделяться в объект самостоятельной разработки.

4а. Фронт нагнетания на крупных залежах нефти обязательно (вынужденно) переносится после отключения, например, первых двух внешних батарей эксплуатационных скважин на указанных промежуточных стадиях обводнения. Перенос фронта нагнетания осущест­вляется для приближения искусственного контура питания к законсервированной и поэтапно вводимой в разработку внутренней части залежи.

4б. Возможность переноса фронта нагнетания не отвергается, но не как вынужденное мероприятие для включения в эксплуатацию скважин в законсервированной зоне цент­ральной части залежи, а только после полного завершения разработки обвод­няющейся части залежи между старым и запроектированным но­вым фронтом нагнетания;

5а. Возможно отобрать основные промышленные запасы нефти даже из крупных водо­плаваюших залежей, выдерживая в процессе разработки (за счет отключения обводня­ющихся батарей) сравнительно небольшой и почти постоянный процент отбора воды – обеспечив к концу разработки добычу воды не более 15-25% всего количества добытой нефти.

5б. Основные промышленные запасы нефти отбираются при непрерывно растущем проценте обводнения добываемой жидкости. Стремясь обеспечить высокий коэффициент нефтеотдачи пласта, к концу извлечения основных запасов нефти приходит­ся добывать количество воды, которое чаще всего намного пре­восходит количество отобранной из пласта нефти.

6а. Форсированный отбор жидкости из обводненных скважин как способ увеличения нефтеотдачи пласта не отвергается. Форсированный отбор лучше проводить централь­ными скважинами после их обводнения или центральными и периферийными скважи­нами, считая, что периферийные скважины будет возможно перевести на форсированный режим эксплуатации после предварительного длительного периода их полного бездей­ствия (ведь периферийные скважины последовательно отключались на промежу­точной стадии обводненил). Наконец, предусматривается необходимость дополнительного бурения скважин для осуще­ствления процесса форсированного отбора жидкости на поздней стадии разработки.

6б. Осуществление форсированного отбора жидкости только центральными скважинами не окажет существенного влияния на периферийные участки залежи. Нельзя проводить форсированный отбор жидкости в тех периферийных скважинах, которые были отклю­чены и пробыли в полном бездействии (в консервации) десятки лет; мало того, критику­емая теория предус­матривает редкую сетку скважин на периферии. Для начала форси­рованного отбора жидкости из крайних обводнившихся скважин отнюдь не надо (при правильном осуществлении воздей­ствия на залежь) ожидать обводнения скважин во всех внутрен­них батареях. Начальная стадия форсированного отбора жидко­сти из крайних обводнившихся скважин может быть начата вслед за обводнением скважин соседней батареи (некоторые подроб­ности см. в следующем параграфе). Форсированный отбор жидкости с какого-нибудь участка залежи должен в основном про­водиться теми скважи­нами, которые расположены на этом же участке.

7а. Забойные давления в скважинах всех эксплуатационных батарей должны поддержи­ваться одинаковыми. За счет этого вполне допустимо иметь резко повышенные дебиты скважин во вне­шних батареях по сравнению со скважинами внутренних батарей.

7б. За исключением сравнительно небольшого начального периода, когда контур нефте­носности еще далек от внешних скважин, в них не следует поддерживать высокие дебиты. Поэтому забойные давления не должны выдерживаться одинаковыми во всех эксплуата­ционных батареях, как правило, минимальные забойные давления должны устанавли­ваться (до начала форсированного отбора) в скважинах внутренних батарей.

8а. Расстановка скважин должна быть со сгущением к центру залежи.

8б. Существуют более рациональные способы сокращения срока разработки и повышения нефтеотдачи пласта, чем сгущение сетки скважин к центру залежи. В первоначальном проекте разработки следует ориентироваться на равномерную батарейнyю сетку скважин до тех пор, пока в процессе разбуривания всей залежи не будут выявлены такие ее особен­ности, которые потребуют дополнительного сгущения сетки скважин на отдельных участ­ках площади залежи.

9а. Выбор способа расстановки скважин на залежи получается в результате чисто гидро­динамического решения задачи о таком размещении заданного числа скважин, которое обеспечивает минимальный срок разработки. Расстановка заданного числа сква­жин на залежи (распределение скважин между отдельными батареями, число которых считается известным, а расположение ищется) проводится по раз навсегда рассчитанным схемам.

9б. Нельзя задачу о выборе расстановки скважин отделять от задачи об определении общего числа· скважин. Комплексно, на основе геологического, технико-экономического и гидродина­мического анализа, должна решаться не толъко задача об опре­делении общего числа скважин и общего числа батарей, но и задача о положении батарей и о выборе рас­стояния между скважинами в батареях*.

10а. Экономическая оценка любых батарейных вариантов расстановки скважин проводит­ся в предположении одинаковой неф­теотдачи пласта.

10б. Предположение об одинаковой нефтеотдаче пласта при любых батарейных распо­ложениях скважин (считая лишь, что выбор формы батарей соответствует структуре залежей) не может быть признано обоснованным. Оно явно искажает экономическую оценку различных вариантов расстановки скважин**. В частности, необходимо учитывать, что различная плотность сетки скважин и способы их расположения обеспечивают раз­личные возможности проведения форсированного отбора жидкости из обводненных скважин и тем самым влияют на нефтеотдачу пласта.

11а. Внутриконтурное заводнение – способ разрезания нефтяной залежи батареями нагне­тательных скважин на изолированные объекты самостоятельной разработки. Каждая раз­резающая нагнетательная батарея скважин является источником двух дополнительных фронтов обводнения залежи нефти.

11б. Существуют рациональные (при определенных условиях) варианты внутриконтур­ного заводнения – центральное и очаговое заводнения, не связанные с разрезанием залежи на изолированные объекты самостоятельной разработки. При цент­ральном*** и очаговом заводнениях каждая батарея является источником только одного фронта обводнения, движущегося наружу от центра или очага обводнения.

12а. При сохранении хорошей проницаемости в законтурной зоне поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется:

1) либо только при помощи законтурного заводнения (на небольших залежах);

2) либо при помощи комбинации законтурного и разрезающего внутриконтурного завод­нения с обязательным разделением залежи на отдельные объекты разработки (на крупных залежах).

12б. Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется:*

1) только при помощи законтурного заводнения на сравнительно небольших залежах с хорошей проницаемостью закон­турной зоны;

2) при помощи комбинации законтурного и сводового (т.е. центрального или осевого) заводнений на средних по раз­меру залежах;

3) при помощи комбинации контурного (вдоль внутреннего контура нефтеносности) и сводового или законтурного и кон­турного заводнений или, наконец, при помощи комби­нации законтурного, контурного и сводового заводнений на средних и выше средних по размеру залежах; во всех трех случаях часть залежи между внутренним и внешним конту­рами нефтеносности выделяется в объект самостоятельной разработки; комбинация контурного и сводового (без законтурного) заводнений позволяет использовать естест­венный напор краевых вод для разработки части залежи между внутренним и внешним контурами нефтеносности;

4) при помощи комбинации законтурного и разрезающего (не обязательно вдоль внyт­реннего контура) внутриконтурного заводнений на очень больших залежах нефти или на залежах с резко неоднородными блоками;

5) при помощи комбинации законтурного и площадного за­воднений на залежах с плохой проницаемостью.

13а. Процесс поддержания пластового давления закачкой воды обязательно должен начи­наться с законтурного заводнения.

13б. Процесс поддержания пластового давления закачкой воды может начинаться при помощи законтурного или сводового (цен­трального или осевого), или контурного (вдоль внyтреннего кон­тура нефтеносности) заводнения.

14а. Процесс внутриконтурного заводнения способствует уменьшению коэффициента нефтеотдачи пласта.

14б. Наряду с дополнительными трудностями и осложнениями, процесс внутриконтур­ного заводнения создает дополнительные возможности воздействия на внутренние участ­ки залежи нефти. Поэтому при правильном проведении процесса внутриконтурного заводнения, исключающего необходимость преждев­ременного отключения обводняющих­ся скважин и многоэтапность разработки, может быть получен даже более высокий коэф­фициент нефтеотдачи, чем без проведения внутриконтурного заводнения. К сожале­нию, опыт внедрения внутриконтурного заводнения очень мал.

Дефекты некоторых положений, сформулированных в пун­ктах а, объясняются тем, что эти положения базировались в основном на гидродинамических исследованиях, прово­дившихся в предположении идеальной однородности пласта. Конечно, основные прин­ципы разработки должны учитывать, что боль­шинство реальных пластов нельзя считать идеально однородными. Проект разработки (особенно в первой стадии проектирования) должен составляться настолько гибким, чтобы в даль­нейшем возможно проще было корректировать процесс разра­ботки, учитывая выявляемые неоднородности пласта и особен­ности его строения. В частности, в каждом проекте следует предусмотреть известный «запас прочности». Именно, в проекте всегда необходимо резервировать опре­деленный фонд скважин, которые придется дополнительно заложить после бурения основного запроектированного фонда скважин*.

Положения, сформулированные в пунктах а, характеризуют те основы современной тео­рии, которые, во-первых, были приняты в первоначальных проектах разработки некото­рых крупных нефтяных месторождений и были подвергнyты своевременной критике и нами, и другими специалистами; во-вторых, положения, сформулированные в пyнктах а, неоднократно высказыва­лись в опубликованной литературе (книгах, статьях, докладах, авторефератах диссертаций) и служили основой многих просмот­ренных нами дипломных проектов студентов.

Некоторые положения, сформулированные в пунктах б, выс­казывались не только мною, но и другими научными работниками и производственниками.

Необходимо отметить, что вызвавшая острую дискуссию, упо­минавшаяся выше Генераль­ная схема разработки Ромашкинского месторождения основывалась, главным образом, на мно­гих принципах, сформулированных в пунктах а. За составление этой Генералъной схемы большому коллективу нефтяников (со­трудникам МНП, объединения и нефтепро­мыслов Татнефти, ВНИИ) под руководством зам. министра МНП В.А. Каламкарова была присуждена Ленинская премия. Характерно, что входивший в этот награжденный коллек­тив генеральный директор объединения Татнефтъ – А.Т. Шмарев – в позднее написанной им кнге [74] (см. с. 60) сам признал, что при внедрении генсхемы пришлось основываться на принципах, противоположных тем, на которых она была составлена.

О судьбе Генсхемы и ее изменении можно подробно узнать из монографии, написанной главным геологом Татнефти Р.Х. Мус­лимовым (с соавторами), о которой будет сказано в § 39.