Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Нефтегазопромысловая геология

	ё Аа NOa q Оа ё i ё ё о О ё и £ о а ёёОпаАайдбО£ёёёёёб 9 Oi 1 ОЁАаёёёёа о ё а ё £ё а ЁОё а ё Ёа а
	Глава XVII ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
	§ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ОБ ОХРАНЕ НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Экологическая обстановка на нашей планете ухудшается вследствие быстрого нарастания промышленной и хозяйственной деятельности человечества. В настоящее время признается, что дальнейшее обострение экологической ситуации может привести к глобальной катастрофе. Поэтому у нас в стране, как и во всем мире, вопросы экологии отне­сены к важнейшим, приоритетным, требующим безотлага­тельного решения. Проблема охраны недр и окружающей среды в полной мере касается и горнодобывающего производства, неотъем­лемой частью которого является нефтегазодобывающая про­мышленность. Это связано с тем, что геологическая среда составляет единое целое со всей средой обитания человека, поскольку литосфера представляет собой минеральную осно­ву биосферы и поэтому нуждается в охране, как и вся при­рода. Ведь ведение горных работ любого характера, в том числе и добыча нефти и газа, может сопровождаться нару­шением экологического равновесия, загрязнением окружаю­щей среды отходами горного производства и самими полез­ными ископаемыми, деградацией почв, нарушением сложив­шихся биологических и геохимических связей. 386

	Охрана недр предусматривает осуществление мер по обес­печению возможно более полного, экономически целесооб­разного извлечения из недр нефти, газа и попутных ценных компонентов с предотвращением нежелательных изменений в геологическом разрезе месторождения и прилегающей к нему территории. Охрана окружающей среды предусматривает проведение мероприятий, обеспечивающих предотвращение ухудшения физических, химических и биологических характеристик ат­мосферы, земли, воды, растительных и животных организ­мов в настоящее время и в будущем в результате разработки месторождений углеводородов. При использовании недр должны обеспечиваться: полное и комплексное изучение недр; соблюдение установленного по­рядка предоставления недр в пользование и недопущение са­мовольного пользования недрами; наиболее полное извлече­ние из недр и рациональное использование запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и со­держащихся в них компонентов; недопущение вредного вли­яния работ, связанных с пользованием недрами, на сохран­ность запасов полезных ископаемых; предупреждение нео­боснованной и самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей для других целей; предотвра­щение вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами, на сохранность эксплуатируемых и находящихся в консервации горных выработок, буровых скважин, а также подземных сооружений; предотвращение загрязнения недр при подземном хранении нефти и газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов произ­водства, сбросе сточных вод. Государственный контроль за использованием природных ресурсов и качеством природной среды ведется Государст­венным комитетом по охране природы, Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в про­мышленности и горному надзору. Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды излагаются в лицензии на пользование недрами, в про­ектных документах на пробную опытно-промышленную и промышленную разработку месторождений углеводородов, в специальных долговременных программах, в контрактах на разработку месторождений. Вопросы охраны недр и окружающей среды на нефтега­зодобывающих предприятиях во многом возлагаются на гео- 387

	логическую службу. Типовым Положением о ведомственной геологической службе на нее возлагается осуществление ве­домственного контроля за соблюдением установленного по­рядка пользования недрами, правильного ведения работ по геологическому изучению недр, за выполнением требований по охране недр и других правил и норм, определяющих дея­тельность геологической службы.
	§ 2. ОХРАНА НЕДР ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН Вредные явления, которые могут привести к ухудшению как общего физико-химического состояния недр, так и условий пользования недрами, при бурении возникают вследствие нарушения целостности массива горных пород, вскрываемого скважиной; использования в процессе бурения материалов и веществ, чуждых недрам и обладающих агрес­сивными свойствами; возникновения аварийных ситуаций и некачественного проведения работ (с нарушением технологи­ческих требований); проведения исследований в пробуренных скважинах с отклонениями от принятого комплекса при низ­ком качестве интерпретации результатов исследований. Указанные причины могут вызвать ряд отрицательных по­следствий. Нарушение целостности массива горных пород влечет за собой нарушение естественной разобщенности, изолирован­ности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также создает возможность возникновения связи глубоких недр с атмосферой. Появляется опасность взаимодействия пластов через ствол необсаженной скважины, по затрубному пространству обсаженной скважины при некачественном це­ментировании или вследствие негерметичности обсадной ко­лонны. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть УВ, а нефтегазоносные пласты могут подверг­нуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Свободная циркуляция флюидов по стволу скважины может принести вред залежам других полезных ископаемых, при­сутствующих в разрезе месторождения нефти или газа (например, калийных солей, пресных или целебных мине­ральных вод и т.п.). Свободное сообщение с атмосферой может послужить причиной открытого фонтанирования скважины нефтью или 388

	газом, что нередко приводит к большим потерям УВ и за­грязнению окружающей среды. Кроме того, открытое фон­танирование, как и переток нефти или газа в другие пласты, влечет за собой снижение пластового давления в залежах, создает условия для выделения в пласте газа, растворенного в нефти, или конденсата. Все это осложняет процесс извлече­ния нефти и газа и приводит к большим потерям их в не­драх, т.е. к снижению коэффициентов нефте-, газо- и кон-денсатоизвлечения. Может также возникнуть самоизлив скважин водой из подземных горизонтов, приводящий к неоправданным поте­рям пресных или ценных минерализованных вод. К аварийным ситуациям при бурении, наносящим недрам наибольший вред, относятся катастрофический уход промы­вочной жидкости, открытое фонтанирование, обвалы ствола скважины в процессе бурения. Эти ситуации, как правило, возникают из-за несоблюдения технологии бурения, исполь­зования промывочной жидкости, качество которой не соот­ветствует геологическим условиям. В результате катастрофических уходов промывочной жид­кости в недра попадают применяемые при приготовлении буровых растворов органические вещества, такие как гумат-ный порошок, нефть, графит, полифенольный лесохимичес­кий реагент (ПФЛХ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), суль­фит-спиртовая барда (ССБ) и другие, а также минеральные вещества - барит, каустическая сода, кальцинированная сода, известь и др. Эти вещества могут привести к изменению ми­кробиологической обстановки в недрах, отравлению пресных вод и т.п. Применение некачественных промывочных жидкостей (например, с высокой водоотдачей) приводит к проникнове­нию в нефтегазоносные пласты фильтрата этих жидкостей, глинизации коллекторов и тем самым - к резкому ухудше­нию условий освоения добывающих и нагнетательных сква­жин, иногда оканчивающегося полной неудачей. Некомплексность исследований в пробуренных скважинах и низкое качество интерпретации их результатов нередко служат причиной пропуска ранее неизвестных нефтегазонос­ных пластов, что влечет за собой большие потери нефти и газа в неоткрытых залежах. Некачественная интерпретация может оказаться также причиной неверного (с недопустимо большими погрешностя­ми) определения значений параметров нефтегазоносных по­род, положения ВНК, ГВК, ГНК, а следовательно, и размеров 389

	залежей нефти и газа. Это в свою очередь приводит к непра­вильной оценке запасов, некачественному составлению про­ектов разработки и в конечном итоге — к неправильной оценке народнохозяйственного значения залежи, к большим потерям нефти и газа в недрах. Мероприятия по охране недр при бурении предусматри­ваются в геолого-техническом наряде (ГТН), который состав­ляется для каждой скважины, подлежащей бурению. ГТН служит основным документом для буровой бригады, обязан­ной руководствоваться им до конца работ. ГТН содержит геологическую и техническую части. В гео­логической части наряда приводятся: ожидаемый геологичес­кий разрез скважины; литологическая характеристика пород с указанием категорий их крепости; углы падения пластов; глубины, на которых возможны осложнения и аварийные ситуации; интервалы отбора керна и шлама, проведения гео­физических исследований (и их обязательный комплекс); конструкция скважины с указанием работ, направленных на оценку продуктивности отдельных пластов; пласты, против которых должна быть произведена перфорация колонны; положение и характеристика водоносных горизонтов; дан­ные об ожидаемых пластовых давлениях и др. В технической части наряда в соответствии с данными геологической части должны быть предусмотрены соответст­вующая конструкция скважины, технология бурения и ка­чество промывочной жидкости, обеспечивающие предотвра­щение обвалов газо-, нефте- и водопроявлений, наруше­ний нормальной циркуляции промывочной жидкости и снижение продуктивности вскрываемых нефтегазоносных пород. Чтобы избежать открытого фонтанирования в процессе бурения и при вскрытии нефтеносных или газоносных плас­тов с высоким давлением, применяют соответствующие рас­творы при обязательной установке на устье скважины про-тивовыбросового оборудования. При вскрытии скважинами пористых и сильнодренированных пород следует применять промывочную жидкость с удельным весом, минимально допу­стимым в данных геологических условиях, с высокой вязкос­тью, тиксотропией и низкой водоотдачей. Для предупрежде­ния поглощения или ухода промывочной жидкости следует пользоваться профилактическими растворами, обработанны­ми соответствующими реагентами. При бурении скважин на эксплуатируемом месторождении для предотвращения уходов промывочной жидкости в пласты 390

	со сниженным пластовым давлением необходимо ограничить эксплуатацию скважин, ближайших к бурящейся скважине, до окончания бурения или перекрыть эксплуатируемый пласт промежуточной колонной. К важным мероприятиям по охране недр при бурении скважин относится правильная и прочная изоляция нефтега­зоносных и водоносных пластов друг от друга. Для этого не­обходимо строго выполнять все правила цементирования скважин, предусмотренные соответствующей инструкцией с обеспеченной предусмотренной высотой подъема цемента за колонной. Перед началом работ по креплению скважины геолог вме­сте с инженером-буровиком должны разъяснить буровой бригаде особенности крепления и опробования данной сква­жины, указать интервалы проработки, длительность промыв­ки, параметры промывочной жидкости. Нельзя допускать разрыва во времени между перфорацией интервала залегания продуктивного пласта и освоением скважины. Это может привести к снижению проницаемости пород в результате воздействия промывочной жидкости и к искажению пред­ставлений об истинной продуктивности пласта. В случае вы­нужденного простоя скважины до освоения ее ствол необхо­димо заполнить пластовой жидкостью. После цементирования каждую скважину следует испытать на герметичность обсадной колонны в соответствии с дейст­вующими правилами и нормами. Испытание на герметич­ность эксплуатационных колонн осуществляют опрессовкой или (при высоких пластовых давлениях) опрессовкой и сни­жением уровня. Если результаты испытания неудовлетвори­тельны, скважина должна быть передана либо на изоляцион­но-ремонтные, либо на изоляционно-ликвидационные рабо­ты. Скважины, пришедшие в аварийное состояние в процес­се бурения или вследствие неустранимой негерметичности колонны, могут создавать угрозу недрам и окружающей сре­де на поверхности. Иногда в таких скважинах некоторая часть ствола или весь ствол остаются необсаженными и их ликвидация представляет значительные трудности. Лик­видация аварийных скважин - сложный процесс, поэтому следует добиваться безаварийной работы, что значительно легче, чем проведение ликвидационных работ. Эти работы также надо проводить качественно, соблюдая установленные правила и нормы. Особенно внимательно нужно относиться к аварийным скважинам, вскрывшим нефтеносные, газо- 391

	носные или водоносные пласты. В таких скважинах обяза­тельно должны быть проведены работы по изоляции указан­ных пластов.
	§ 3. ОХРАНА НЕДР ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ При разработке месторождений полезных ископаемых для выполнения требований охраны недр необ­ходимо следующее: применение наиболее рациональных и эффективных ме­тодов добычи основных и совместно с ними залегающих по­лезных ископаемых и извлечения содержащихся в них ком­понентов, имеющих промышленное значение; недопущение сверхнормативных потерь, а также выборочной отработки богатых и легкодоступных участков месторождений, приво­дящей к необоснованным потерям балансовых запасов; осуществление доразведки месторождений и иных геоло­гических работ, проведение маркшейдерских работ и ведение необходимой, предусмотренной правилами геолого-техничес­кой документации; учет состояния, движения запасов и потерь полезных ис­копаемых; недопущение порчи разрабатываемых и рядом располо­женных месторождений полезных ископаемых, а также со­хранение полезных ископаемых, консервируемых в недрах; сохранение и учет попутно добываемых, но временно не используемых полезных ископаемых, а также отходов про­изводства, содержащих полезные ископаемые. Вредные явления, отрицательно сказывающиеся на уровне использования запасов нефти и газа, условиях пользования недрами, а также на общем физико-химическом состоянии недр при разработке залежей УВ, возникают вследствие низ­кой адекватности структур технической и геологической компонент геолого-технического комплекса (ГТК); дефицита информации о строении залежей и их свойствах; организа­ции разработки залежей или их частей, приводящей к вред­ному воздействию на другие залежи или соседние части тех же залежей; выбора режимов эксплуатации скважин и зале­жей, не соответствующих геологическим условиям залегания и фазовому состоянию УВ в недрах; эксплуатации неисправ­ных скважин (с неисправным цементным кольцом, негерме­тичной колонной и т.п.); сброса промысловых сточных вод в 392

	поглощающие горизонты, не отвечающие требованиям, предъявляемым к таким горизонтам; отставания строительст­ва промысловых сооружений и коммуникаций; отсутствия технологий и предприятий для комплексного использования всех полезных компонентов, добываемых вместе с нефтью и газом. Адекватность структур технической и геологической ком­понент ГТК должна обеспечиваться проектами и схемами разработки. Практическая реализация этого, как и всех дру­гих требований охраны недр, базируется на результатах де­тального геолого-промыслового анализа данных разведки и подсчета запасов, а для разрабатываемых залежей - на ре­зультатах анализа разработки. Прежде всего, здесь необхо­дим определенный объем информации соответствующего ка­чества. Только на такой основе возможно создание моделей процесса разработки, достаточно полно учитывающих реаль­ные условия, позволяющих выявлять текущее и прогнозиро­вать будущее состояние залежи и извлечение запасов из недр. Особенно это важно при проектировании применения новых методов повышения нефтеотдачи, связанных с использовани­ем чуждых недрам химических веществ и физических воз­действий. Поэтому применение описанных в учебнике мето­дов изучения свойств и структуры залежей, их геометриза­ции, определения различных параметров и оценки их точно­сти, современных способов накопления и обработки боль­ших объемов информации, методов анализа разработки, ее контроля и регулирования, другими словами, всего методоло­гического и методического арсенала нефтегазопромысловой геологии, должно обеспечивать выполнение задач рациональ­ной разработки залежей нефти и газа и связанных с ней во­просов охраны недр. Чтобы не нанести ущерба другим залежам, эксплуатаци­онные объекты следует разбуривать при условии соблюдения всех необходимых для этого мер. Должны быть предусмот­рены мероприятия, предотвращающие нефтяные или газовые выбросы, открытые фонтаны, глинизацию верхних пластов и обеспечивающие сохранение естественной проницаемости последних. При разработке эксплуатационных объектов, состоящих из нескольких сообщающихся пластов, возможны межплас­товые перетоки нефти, газа или воды. Для предотвращения этих явлений, осложняющих разработку и затрудняющих контроль за выработкой отдельных пластов, необходимо на возможно более ранней стадии разработки выявлять участки 393

	слияния пластов, оценивать масштабы перетоков и устанав­ливать такие режимы разработки смежных пластов, которые исключали бы перетоки или сводили их к минимуму. Необ­ходим постоянный контроль за изменением пластового дав­ления, дебитов скважин, обводнения их продукции в зоне связи пластов с целью своевременного установления перето­ков и их интенсивности. Иногда в пластах с хорошей гидродинамической характе­ристикой интенсивная разработка одних залежей оказывает влияние на соседние залежи, еще не введенные в разработку. При этом наблюдаются явление смещения неразрабатывае­мых залежей в сторону эксплуатируемых, а иногда и перето­ки нефти или газа из одних залежей в другие. Это нарушает сохранность залежей и приводит к потерям нефти. При разработке газонефтяных залежей отбор газа из га­зовой шапки может привести к снижению в ней давления, в результате чего газонефтяной контакт продвинется в газовую залежь, породы пропитаются нефтью, которая будет безвоз­вратно потерянной. Для предотвращения указанных выше явлений, наносящих вред недрам и приводящих к потерям нефти и газа, необхо­димы постоянный контроль за гидродинамической обстанов­кой в районе разрабатываемых залежей и на самих залежах, и в отдельных случаях - применение специальных мероприя­тий вплоть до создания искусственных барьеров на путях фильтрации нефти или газа. Добыча газа из газовой шапки без применения барьерного заводнения допускается при ус­ловии, что давление в ней в процессе всего периода эксплуа­тации не будет падать ниже давления в нефтяной части. На эксплуатируемых месторождениях необходимо вести учет добычи нефти и газа из каждого пласта, группы пластов, от­дельных скважин для контроля за степенью использования извлекаемых запасов или за достигнутым значением коэф­фициента текущей нефтегазоотдачи. На каждый пласт (а где необходимо - на группу пластов) необходимо иметь систему контрольных скважин, расположенных в различающихся по продуктивности частях залежи. Данные учета добычи и ре­зультатов контрольных наблюдений должны служить основой для корректировки и распределения добычи нефти между пластами, частями залежей, скважинами и т.д. Если условия эксплуатации залежей не соответствуют фа­зовым состояниям УВ, то в залежах при изменении началь­ных пластовых условий (снижение давления, температуры) могут происходить такие явления, как выделение газа, рас-394

	творенного в нефти; выпадение конденсата из газа, парафина из нефти; выпадение солей при взаимодействии закачиваемой и пластовой воды; бактериальное заражение залежи и т.п. В таких случаях системы разработки должны учитывать реаль­ную геолого-физическую обстановку и предусматривать ме­роприятия, которые должны исключить или снижать до бе­зопасного уровня последствия указанных выше явлений. Специальный контроль за ходом разработки позволит при­нять своевременные меры по ликвидации или локализации начинающихся нежелательных процессов. При разработке залежей в карбонатных отложениях сле­дует проявлять осторожность при применении солянокислот-ных обработок пласта. Во избежание образования путей для ускоренного подъема подошвенных вод и обводнения сква­жин нельзя закачивать кислоту в зоны, близкие к ВНК. При разработке месторождений, расположенных в райо­нах распространения многолетнемерзлых пород, необходимо изучать распределение этих пород по разрезу и площади, температуру, льдистость (относительное содержание льда в объеме породы) и другие характеристики, чтобы не допус­кать нарушения естественного режима недр, а также качест­венно выполнять другие правила и нормы ведения работ в районах распространения многолетней мерзлоты. При проведении мероприятий по повышению производи­тельности добывающих нефтяных скважин путем воздейст­вия на призабойную зону пласта должна быть гарантирована сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного пласта. Нельзя проводить такие мероприятия в скважинах с нарушенным цементным кольцом. Отставание строительства промысловых сооружений и коммуникаций влечет за собой ряд отрицательных послед­ствий, которые могут принести вред недрам. Отставание строительства установок промысловой подготовки нефти требует преждевременного отключения обводняющихся скважин, интенсивной эксплуатации наиболее богатых цент­ральных частей залежей для компенсации потерь в добыче, что приводит к повышенным потерям нефти и газа в недрах. Отставание строительства систем заводнения приводит к отрицательному балансу между отбором и закачкой, к поте­рям пластовой энергии из-за снижения пластового давления и проявлению нежелательных процессов выделения в пласте газа, выпадения парафина, конденсата, которые безвозвратно теряются. Отставание строительства нефтегазосборных сетей влечет 395

	за собой вынужденную консервацию одних скважин и экс­плуатацию с нарушением технологического режима других, что приводит к общему нарушению проектного порядка и темпов отработки залежей. Таким образом, борьба за своевременную реализацию планов и проектов промыслового обустройства - важное ме­роприятие по охране недр. Отсутствие необходимых технологий, предприятий или сооружений для комплексного освоения месторождений так­же приводит к существенным потерям УВ и полезных ком­понентов, сопутствующих им. Так, если на нефтепромысле нет специальной сети соору­жений для сбора попутного газа, трубопровода для подач его на бытовые или производственные нужды, газобензинового завода для его переработки, то добываемый вместе с нефтью газ вынужденно сжигается в факелах, что приводит к его по­терям, вредному воздействию на почву и растительность и загрязнению атмосферы. Отсутствие технологий для извлечения серы из природного газа служит причиной длительной консервации залежей газа с повышенным содержанием серы. По этой же причине такое ценное полезное ископаемое, как сопутствующий газу гелий, сжигается вместе с попутным углеводородным газом. Для предотвращения таких потерь необходимы соответст­вующие мероприятия, направленные на комплексное освое­ние месторождений УВ. Примером перехода к комплексному освоению может служит Оренбургское газовое месторожде­ние, где извлекают из газа серу, меркаптаны и гелий. Во мно­гих районах полностью утилизируется попутный газ. Проблема использования сточных вод нефтепромыслов -одна из важнейших при решении вопросов охраны недр и окружающей среды. При современной технологии разработ­ки нефтяных месторождений, неотъемлемым элементом ко­торой является поддержание пластового давления путем за­качки в пласт воды, объемы закачки достигают огромных величин и имеют тенденцию к возрастанию. Соответственно количеству потребляемой воды растет и количество сточных вод, получаемых и добываемых на неф­тепромыслах. Эти моря сточной воды нужно куда-то девать. Вместе с тем, как известно, в стоках нефтяных промыслов содержатся в значительных количествах загрязняющие вещества: нефть, нефтепродукты, конденсат, растворимые соли и такие ток­сичные ПАВ, как дисолван, диэтиленгликоль и др. 396

	Для охраны недр и подземных пресных вод от загрязне­ния наиболее рационально сточные воды нефтепромыслов закачивать в нефтегазоносные пласты для поддержания плас­тового давления. Закачка сточных вод в нефтегазоносные пласты более эффективна, чем закачка пресных, так как эти воды ближе по составу к пластовым, находятся в физико-химическом, термодинамическом и биологическом равновесии с продук­тивными пластами и насыщающими их пластовыми флюида­ми, характеризуются высокой минерализацией, вязкостью, наличием поверхностно-активных веществ, что обусловливает улучшение их нефтевытесняющих свойств. Таким образом, использование сточных вод для заводнения позволяет решать минимум три задачи охраны недр: повышать коэффициент нефтеотдачи, менее грубо вмешиваться в экологическую об­становку недр и экономить пресную воду, ограждая ее от за­грязнения и сокращая использование на технологические нужды. Другим способом избавления от сточных вод промыслов служит сброс их в поглощающие горизонты. Это мероприя­тие для недр также не всегда бывает нейтральным. Поэтому сброс сточных вод в поглощающие горизонты допускается лишь в определенных гидрогеологических условиях, а имен­но: при достаточно большой толщине и значительной площа­ди распространения поглощающего горизонта, большой глу­бине его залегания и высокой проницаемости, а главное -при наличии надежных водоупорных слоев, изолирующих поглощающий горизонт от других частей разреза, в первую очередь от пластов, содержащих пресные или целебные ми­неральные воды. Район сброса сточных вод должен нахо­диться на значительном расстоянии как от области питания, так и, что особенно важно, от области разгрузки поглощаю­щего горизонта. § 4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ В нефтегазодобывающей промышленности имеется множество объектов и технологических процессов, служащих источниками утечки УВ и других вредных влияний на окружающую среду. 1. К наиболее массовым загрязнениям атмосферы при до­быче нефти и газа относятся диоксид серы, оксид углерода, оксиды азота, УВ и т.п. Опасность загрязнения атмосферы 397

	возникает уже в процессе бурения скважин. При разбурива-нии газовых месторождений в результате прорыва газа по трещинам в пластах, залегающих вблизи земной поверхнос­ти, возможно образование выходов газа в атмосферу (грифонообразование), иногда на очень больших расстояни­ях. Для предотвращения этого явления необходимо использо­вать специальные растворы (утяжеленные, химически обра­ботанные) . Загрязнение атмосферы сернистыми соединениями проис­ходит особенно интенсивно при сжигании попутного газа в факелах. Горящие факелы оказывают сильнейшее воздейст­вие. Загрязняется атмосфера, в радиусе 200-250 м от факела полностью уничтожается всякая растительность, а на рассто­янии до 3 км от факела деревья сохнут и сбрасывают листья. При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений воздух загрязняется также из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, систем сбора продукции скважин, а также вследствие испарения нефти из емкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др. Для борьбы с указанными отрицательными явлениями не­обходимы утилизация попутного газа и содержание всего промыслового оборудования в надлежащем состоянии. 2. Почвенный и растительный покров в процессе строи­тельства буровой нарушается в результате расчистки и пла­нировки площадки, копки траншей для циркуляционных сис­тем и земляных амбаров. В этих амбарах скапливается зна­чительное количество буровых сточных вод, загрязненных диспергированной глиной, смазочными материалами, химиче­скими реагентами, выбуренной породой, солями и т.п. Зна­чительную опасность представляют буровые растворы, осо­бенно приготовленные на нефтяной основе. Загрязнение ими почв происходит обычно в результате переливов и выбросов из бурящихся скважин, сброса отработанных растворов в овраги и водоемы, притоков их по поглощающим горизон­там, имеющим выходы на поверхность и т.п. При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительности представляют нефть и нефтепродукты, попа­дающие на землю в результате аварий и потерь в системе их сбора и транспорта, а также промысловые сточные воды. Загрязнение нефтью и нефтепродуктами приводит к зна­чительному изменению физико-химических свойств почв. При этом ухудшается их азотный режим, нарушается корне­вое питание растений. Загрязненный нефтью плодородный слой земли не восста-

	навливается в течение очень длительного времени. Загрязне­ние территории сточными водами нефте- и газопромыслов происходит вследствие того, что они не в полном объеме ис­пользуются для заводнения или сбрасываются в поглощающие горизонты, часть их теряется непосредственно на промысле, часть сбрасывается на так называемые поля испарения. Это приводит к заболачиванию территории промысла, отравле­нию почв и растительности в связи с высокой токсичностью сточных вод. Предотвращение вредного воздействия на почвы и расти­тельность возможно при выполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями следует счи­тать: предотвращение переливов и выбросов буровых растворов в процессе бурения скважин; отделение шлама от буровых сточных вод и вывоз его в специально отведенные места; повторное использование буровых и промысловых сточ­ных вод, улучшение их очистки; использование отработанного раствора для приготовления быстротвердеющих смесей, необходимых для борьбы с по­глощениями при бурении, а также при производстве керам­зитового гравия в качестве добавки к основному сырью; использование всех сточных вод для нужд заводнения; из­лишки должны либо полностью сбрасываться в глубокие по­глощающие горизонты, либо очищаться до уровня, предусмо­тренного санитарными нормами; внедрение микробиологической очистки почв от загрязне­ния УВ; ускорение строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата, содержание промыслового оборудования в исправном состоянии. Важнейшим мероприятием, направленным на восстановле­ние нарушенного плодородия почвы, является рекультивация земель. Рекультивация предусматривает снятие и сохранение пло­дородного слоя почвы при подготовке площадки под буро­вую, транспортировку снятого слоя к месту временного хра­нения и возвращение его на место после окончания буровых работ. Работы по рекультивации земель выполняются в соот­ветствии с Инструкцией по восстановлению (рекультивации) земель после окончания бурения скважин. Водная среда при бурении скважин и добыче нефти и газа также подвергается загрязнению. К загрязняющим воду ве- 399

	ществам относятся нефть и нефтепродукты, буровой шлам, утяжеленные промывочные растворы, сточные воды, харак­теризующиеся не только повышенным содержанием различ­ных химических примесей, но и высокой минерализацией. Эти отходы нефтегазодобывающей промышленности могут загрязнять пруды, озера, реки. В связи с интенсивным разви­тием разведки месторождений и добычи УВ на континен­тальном шельфе подобная угроза нависает и над морскими акваториями. Нефть и другие ядовитые вещества, попадая в водоемы, вызывают гибель растительного и животного мира в резуль­тате отравления, а также из-за прекращения притока кисло­рода вследствие образования на поверхности воды пленки нефти. Защита водоемов от стоков промышленных предприятий предусмотрена Правилами охраны поверхностных вод от за­грязнения сточными водами, а также другими документами. К важнейшим мероприятиям, предотвращающим загряз­нение вод, относятся следующие: широкое внедрение в районах добычи нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей пресной воды; внедрение эффективных методов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь УВ; использование передвижных металлических емкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин; использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоемов. Осуществление указанных мероприятий, а также тех мер, которые направлены на охрану недр, почв, растительности и атмосферы, будет способствовать эффективной охране вод­ных ресурсов. Указать все факторы и ситуации, в которых может быть нанесен вред недрам и окружающей среде, практически не­возможно. Деятельность по охране природы для геолога не должна сводиться лишь к пунктуальному выполнению требо­ваний существующих нормативных документов. Глубокое знание геологии района работ, структуры залежей нефти и газа, техники и технологии бурения и эксплуатации скважин, физико-химических свойств пород, пластовых и технологи­ческих жидкостей и газов должно служить геологу основой для понимания сути процессов взаимодействия человека с природой, что в свою очередь должно способствовать свое- 400

	временному выявлению ситуаций, в которых может быть на­несен вред недрам или окружающей среде, и выбору эффек­тивных мер для их предотвращения или ликвидации незави­симо от того, нашла данная ситуация отражение в том или ином нормативном документе или нет.
	Глава XVIII СХЕМА ПРОМЫСЛОВО- ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ГРУППИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ) Сложность проектирования разработки и са­мого процесса разработки нефтяных залежей обусловлена тем, что каждая залежь индивидуальна по своей характерис­тике, и простой перенос опыта промышленного освоения одной залежи на другую в полном виде невозможен. При общности многих параметров залежей даже отличие одного-двух из них может вносить коренное различие в требуемые системы разработки, в динамику годовых показателей и в конечное нефтеизвлечение. По этой причине до настоящего времени не существует строгой промыслово-геологической классификации залежей. Вместе с тем по мере накопления опыта многолетней раз­работки залежей и его обобщения получена возможность в первом приближении обосновать если не классификацию, то предварительную схему промыслово-геологического группи­рования залежей, указывая рамки, в пределах которых их свойства могут изменяться. В основу схемы положены следующие предпосылки: главное влияние на эффективность разработки залежей оказывает их промыслово-геологическая характеристика -вязкость пластовой нефти, проницаемость, степень неодно­родности продуктивного горизонта, размер площади нефте­носности, природный режим залежей; вязкость пластовой нефти в первую очередь определяет условия разработки. При низкой вязкости достигаются наи­более высокие результаты разработок, и различие между ни- 401

	ми определяется различием других факторов. С повышением вязкости нефти все более отчетливо сказывается ее отрица­тельное влияние и как бы затушевывается роль других фак­торов; комплекс промыслово-геологических параметров залежи предопределяет выбор рациональной системы разработки - с их ухудшением требуются более активные системы, которые в определенной мере (хотя и не полностью) могут восполнить сложности, обусловленные природой; промыслово-геологические параметры в сочетании с тех­нологическими решениями системы разработки предопре­деляют динамику годовых и конечных показателей разра­ботки; по залежам с менее благоприятными промыслово-геологическими свойствами эти показатели оказываются ни­же. Начало группированию залежей положено выделением че­тырех типов залежей, прошедших длительную историю раз­работки с заводнением и постадийным сопоставлением дина­мики показателей их разработки (см. главу XII, § 1). В главе XII эти типы обозначены буквами а, б, , , „ (см. рис. 76 и 77). При приведенном ниже группировании они обозначены со­ответственно цифрами 1, 2, 3, 4. Тенденции, сформировавшиеся при продолжительной раз­работке залежей этих групп, с некоторой долей условнос­ти распространены и за их пределы, на залежи с неблаго­приятными геолого-физическими характеристиками, недав­но введенные в разработку и еще не разрабатываемые. При этом учтены результаты недавнего проектирования разра­ботки многих таких залежей, фактические начальные пе­риоды их разработки и результаты теоретических исследова­ний. Ниже приводятся выделяемые группы залежей, их ориен­тировочные промыслово-геологические характеристики, со­ответствующие им возможные методы воздействия и систе­мы разработки, возможные конечные результаты разра­ботки - нефтеизвлечение и водонефтяные факторы. 1-я группа - залежи небольших размеров (площадь до 6-7 тыс. га, ширина до 4-5 км), с низкой относительной вязко­стью нефти (цо = 0,5-2) в монолитных или умеренно неод­нородных горизонтах (расчлененность менее 2-3) с проводи­мостью -fenp/щ, > 0,3 мкм2/(мПа-с). В пределах 1-й группы могут быть выделены две подгруп­пы - залежи с природным водонапорным режимом и залежи, испытывающие недостаточное влияние законтурной области, 402

	с малоактивным упруговодонапорным или даже с упругим режимом. Первые разрабатывают на естественном режиме, без искусственного воздействия на пласт, вторые - с закон­турным или приконтурным заводнением. Скважины на залежах первой группы могут располагаться в кольцевых рядах по относительно редким равномерно-переменным треугольным сеткам - до 30-36 га/скв, с разме­щением их в основном во внутреннем контуре нефтеносно­сти. Конечное нефтеизвлечение может достигать 60-65 % при небольшом водонефтяном факторе - до 1. 2-я группа - залежи пластового типа примерно с той же промыслово-геологической характеристикой продуктивных горизонтов, что и 1-я группа, но отличающиеся от последней большой площадью нефтеносности (более 6-7 тыс. га, шири­на >5 км), обычно соответственно со значительной водонеф-тяной зоной. Залежи обладают обычно природным упруго-водонапорным режимом, постепенно переходящим в процес­се эксплуатации в режим растворенного газа. Целесообразно такие залежи с самого начала разрабатывать с применением внутриконтурного заводнения в виде разрезания залежи ря­дами нагнетательных скважин на широкие полосы (порядка 4 км) при пятирядном размещении в них добывающих сква­жин. Широко распространено применение равномерно-переменных треугольных сеток, с плотностью основного фонда порядка 25-36 га/скв. Ряд скважин следует размещать в чисто нефтяной зоне и продолжать их во внутреннюю часть водонефтяной зоны, вплоть до границы разбуривания, обоснованной технологически и экономически. При разработке залежей этой группы значительную роль приобретает деятельность по регулированию процессов вы­теснения нефти нагнетаемой водой и соответственно по кон­тролю этих процессов. В этих условиях возможно нефтеизвлечение до 55-60 % при водонефтяном факторе до 2-3. К 3-й группе могут быть отнесены залежи в основном значительных и больших размеров (как и во 2-й группе), но с относительной вязкостью пластовой нефти 2-5, т.е. с вяз­костью низкой, но все же более значительной (и это имеет большое значение), чем в залежах 1-й и 2-й групп с проница­емостью 0,3-0,5 мкм2 и проводимостью горизонтов 0,1-0,3 мкм2/(мПа-с). Фактически к 3-й группе можно относить все залежи с относительной вязкостью нефти 2-5, особенно при значительных их размерах даже при одном из других 403

	факторов, ухудшенных по сравнению с залежами 1-й и 2-й групп. Это залежи обычно пластового типа, чаще в терри-генньгх, но нередко и в карбонатных микрокаверновых кол­лекторах. Нефтяные залежи этой группы часто имеют малоактивный упруговодонапорный режим, быстро переходящий в режим растворенного газа, иногда режим замкнутый (упругий). Все они разрабатываются с применением внутриконтурно-го заводнения - с разрезанием рядами нагнетательных сква­жин на узкие полосы (2-3 км), с избирательным, иногда площадным - в зависимости от геологического строения продуктивных горизонтов. Залежи разбуривания по равномерной преимущественно квадратной сетке с плотностью основной сетки 20-25 га/скв. Необходим значительный резервный фонд скважин. Часть скважин при необходимости следует бурить в виде горизон­тальных. Нефтеизвлечение может достигать 50-55 %, при водонеф-тяном факторе 4-5. Для достижения таких конечных результатов необходимо в течение всей разработки проводить большой комплекс ме­роприятий по регулированию разработки - развитие системы заводнения, бурение дополнительных скважин, изменение направления внутрипластовых потоков, дифференцирование перепадов давления на участках с разной продуктивностью, изоляционные работы в скважинах, гидроразрывы пластов, создание дополнительных ответвленных стволов в ранее про­буренных скважинах и т.д. На завершающей стадии разра­ботки при обводнении продукции 70-80 % и выше с целью достижения проектного нефтеизвлечения необходимо приме­нять (современные) физико-химические методы, обеспечива­ющие кольматацию обводненных высокопроницаемых про­слоев и включение в работу низкопроницаемых. К 4-й группе относим залежи со средневязкой пластовой нефтью - с относительной вязкостью 5-30, проницаемостью более 0,5 мкм2. Влияние на разработку других характеристик таких зале­жей при заводнении оказывается затушеванным, так как ос­новным фактором оказывается вязкость нефти. Залежи разных размеров, в основном пластового типа, приурочены и к терригенным, и к карбонатным коллекто­рам. Они обычно не обладают сколько-нибудь активным природным режимом, поэтому разрабатываются с искусст­венным воздействием на пласты. 404

	До недавнего времени все такие залежи вводились в раз­работку с применением внутриконтурного заводнения. Накопленный опыт разработки позволяет говорить о целесообразности выделения в этой группе двух под­групп - с относительной вязкостью пластовой нефти 5-15 и 15-30 и соответственно с проводимостью пластов менее 0,1 мкм2/(мПа-с) и менее 0,05 мкм2/(мПа • с) . Залежи первой подгруппы, как и сейчас, могут разрабаты­ваться с обычным заводнением - площадным или разрезани­ем на узкие полосы - и активным применением комплекс­ных физико-химических методов в качестве вторичных и третичных. На залежах второй подгруппы следует в качестве первич­ных с самого начала разработки применять и нетрадицион­ные методы, основанные на использовании заводнения в со­четании с темпом и полимерами (методы, разработанные в ОАО "Удмуртнефть"), а также попеременную закачку воды и собственной нефти в основном при площадных системах. Применяемые для залежей 4-й группы сетки скважин -равномерные, чаще квадратные с плотностью порядка 16 „‡/ÒÍ‚. Для залежей этой группы, в отличие от 1-3-й групп, ха­рактерен быстрый рост обводнения продукции с самого на­чала разработки и достижение водонефтяного фактора 7-8 и более. При этом нефтеизвлечение может достигать 40 %. Группы (5, 6, 7) включают залежи, находящиеся в систем­ной разработке непродолжительно (есть лишь редкие исклю­чения) или еще не разрабатываемые. Они приурочены как к терригенным, так и к карбонатным коллекторам. В силу объективных процессов развития нефтяной отрасли - это в большинстве своем малопродуктивные залежи, запасы кото­рых принято относить к трудноизвлекаемым. При характе­ристике этих групп пользуемся не относительными, а абсо­лютными значениями вязкости пластовой нефти. До недавнего времени считалось, что метод заводнения для залежей этих групп неприменим. Но в силу необходимости его начали применять и на залежах групп 5, 6, постепенно обогащая заводнение применением других методов. 5-я группа - залежи с относительно невысокой вязкостью пластовой нефти (1-15 мПа-с), низкой проницаемостью плас­тов (0,01-0,1 мкм2), обычно сопровождаемой высокой их не­однородностью. Залежи этой группы в карбонатных и терригенных кол­лекторах имеются на месторождениях с высокопродуктив- 405

	ными, продолжительно разрабатываемыми объектами. Они обладают малоэффективными природными режимами. В ка­честве основы систем их разработки можно принимать за­воднение - площадное или избирательное. Но с самого нача­ла разработки в технологических схемах необходимо преду­сматривать в виде неотъемлемых дополнительных составля­ющих систем разработки меры, направленные на преодоле­ние низкой проницаемости пластов, - оптимальную техноло­гию вскрытия пластов при бурении, глубокую перфорацию, массовые гидроразрывы пластов, бурение горизонтальных и разветвленных скважин, воздействие на призабойные зоны скважин кислотами, применение метода газоводяного воздей­ствия на пласты и др. При расположении скважин по сеткам 12-16 га/скв при правильном обосновании дополнительных составляющих сис­тем разработки возможно достижение нефтеизвлечения до 30-35 %. 6-я группа - залежи со столь же низкой проницаемостью, что в 5-й группе (0,01—0,1 мкм2), но с вязкостью пластовой нефти 15-100 мПа-с. Такие залежи практически не обладают природными энергетическими возможностями. Это наиболее сложные залежи, при разработке которых необходимо пре­одолевать и низкую проницаемость коллекторов, и высокую вязкость пластовой нефти. Системы их разработки должны включать многие мероприятия по работе над скважинами ти­па названных для 4-й группы. Вместе с тем среди методов воздействия на пласт возрас­тает роль таких, как попеременная закачка воды и собствен­но нефти, применение загустителей для умеренного повыше­ния вязкости нагнетаемой воды, применение тепловых мето­дов в сочетании с полимерами, тепловые обработки добыва­ющих скважин. Разработка таких залежей требует примене­ния сеток скважин 9-12 га/скв в основном с созданием пло­щадных систем. Из-за отсутствия опыта разработки прогно­зировать конечное нефтеизвлечение затруднительно - в зави­симости от комплекса применяемых методов воздействия на пласт и на его прискважинную зону можно ожидать в преде­Î‡ı 20-35 %. К 7-й группе могут быть отнесены залежи с повышенной и высокой проницаемостью, но с вязкостью пластовой нефти более 100 мПа-с. Опыта системной разработки таких залежей очень мало. Исходя из современных представлений такие за­лежи следует разрабатывать по площадным системам на ос­нове тепловых методов - с внутрипластовым горением или 406

	нагнетанием пара в сочетании с физико-химическими мето­дами при плотных сетках скважин - вплоть до 4-9 га/скв. Коэффициенты извлечения трудно прогнозируемы. 8-я группа - единичные залежи нефти с уникальными гео­лого-физическими особенностями, отличающими их от рас­смотренных выше групп, обладающие крупными запасами нефти. Каждая из залежей этой группы требует особого под­хода к разработке. Система разработки каждой из таких залежей определяется на основе проведения специального комплекса геофизических и промысловых исследований. К этой группе могут быть отнесены крупные залежи таких ме­сторождений, как Красноленинское в Западной Сибири, Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское на Северном Кавказе, Тенгиз в Прикаспийской впадине, Узень на Мангышлаке и др. Для примера можно рассмотреть особенности таких за­лежей. Залежи маловязкой нефти Красноленинского месторожде­ния, связанные с терригенными продуктивными пластами, требуют индивидуального подхода в связи с очень высокой макро- и микронеоднородностью пластов и небольшой раз­ницей между пластовым давлением и давлением насыщения при высоком газосодержании нефти (300 м3/т). Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская залежь в верхнеме­ловых карбонатных отложениях приурочена к длинному ан­тиклинальному поднятию. Продуктивные породы толщиной 350 м залегают пластообразно. Залежь имеет целый ряд осо­бенностей: расположена на большой глубине - 4000 м, имеет массивный характер, поскольку пронизана по всей толщине трещинами, которые в сочетании с кавернами и составляют емкостный объем. Матрица породы нефти не содержит. Уникальны пластовые свойства нефти: при пластовой темпе­ратуре 130 °С нефть имеет высокое газосодержание (400 м/т) и весьма низкую вязкость (0,3 мПа-с). Пластовое давление превышает гидростатическое в 1,8 ра­за. Залежь обладает активным упруговодонапорным режи­мом. Залежь месторождения Тенгиз связана с крупным карбо­натным массивом, расположена на глубине 5500 м. В некото­рых частях она похожа на Малгобек-Вознесенско-Алиюр-товскую (аномально высокое пластовое давление, высокая температура, весьма низкая вязкость пластовой нефти, высо­кое газосодержание). В то же время ей свойственны индивидуальные важные особенности - большая высота залежи (более 1500 м), при- 407

	родный упругий режим, сложный характер пустотного объе­ма - сочетание в различных соотношениях трещиноватости с микрокавернозностью. Залежи месторождения Узень пластового типа в терриген-ных коллекторах могут быть отнесены к 8-й группе вследст­вие аномально высокого содержания парафина в пластовой нефти (23 %) и близости значений температуры начала крис­таллизации парафина и пластовой (соответственно 60 и 63 °С). Небольшое снижение пластовой температуры под воздей­ствием технологических процессов может вызвать выпадение в пласте парафина из жидкой фазы в твердую. Необходимы специальные решения, направленные на предотвращение это­го процесса. Очевидно, что каждая из названных залежей 8-й группы нестандартна, выбор для них методов и систем разработки сложный и индивидуальный. Представленная предварительная схема группирования нефтяных залежей применима к подавляющему большинству существующих в природе месторождений. Постепенно это группирование необходимо развивать и уточнять. Следует учитывать, что встречаются залежи, кото­рые практически могут быть отнесены к той или иной груп­пе, но дополнительно обладают каким-либо свойством, тре­бующим корректировки приемлемых для группы технологи­ческих решений. Например, залежь в монолитном пласте может повсеместно подстилаться водой, вследствие чего при эксплуатации скважин большую роль имеет конусообразова-ние; залежь может быть связана с песчаными слабосцемен-тированными коллекторами, что приведет к выносу песка и пробкообразованию в скважинах и др. По таким залежам достижение соответствующих групп ожидаемых конечных результатов разработки требует принятия дополнительных технологических решений. Выше приведено ориентировочное группирование нефтя­ных залежей. В последние годы все большее внимание уделяется про­мышленному освоению газонефтяных залежей с обширными газовыми шапками. Как правило, они повсеместно или на большей части площади подстилаются пластовой водой. У этих залежей много общего в промыслово-геологической ха­рактеристике, нефтяная часть залежи представляет собой нефтяной слой толщиной в первые десятки метров между газом и водой, при их разработке неизбежна проблема обра­зования конусов газа и воды в добывающих скважинах. 408

	В то же время есть и принципиальные различия. Как и нефтяные залежи, они отличаются друг от друга вязкостью нефти, проницаемостью и характером неоднородности кол­лекторов, наличием или отсутствием литологических разделов между нефтью и водой, между нефтью и газом, наличием или отсутствием водонасыщенного режима, степенью сцементи-рованности коллекторов и т.п. Залежи этого типа в зависимости от их характеристики требуют применения плотных сеток скважин - вплоть до 6 га/скв, широкого использования горизонтального бурения, разных видов воздействия на пласты. Возможность группи­рования газонефтяных залежей появится после накопления продолжительного опыта их разработки.