книги / 929

Кроме того, нехватка средств, желание любой ценой обеспечить низкую себестоимость продукции породили и некоторые другие концептуальные недостатки Генсхемы. Один из них, позднее многократно повторенный в схемах разработки других крупных месторождений СССР, – неоднозначность проектных показателей обводненности добываемой нефти. Они, как правило, оказывались заниженными. Например, к началу 1990-х годов величина водонефтяного фактора составила 1,5, превысив запроектированную Генсхемой величину в 10 раз. По мнению Г.Г. Вахитова, в этом сыграли свою роль некоторые конъюктурные соображения: без снижения объёмов попутно добываемой воды невозможно было кратно снизить в проектах объёмы капиталовложений на освоение крупного месторождения. Планируемая экономия капиталовложений достигалась также за счёт введения редких сеток скважин наряду с резервными скважинами, число которых, однако, по мере разработки и необходимости сохранения высокого уровня нефтеотдачи, вырастало в несколько раз. Тем самым видимая экономия оборачивалась в дальнейшем большими затратами.

В целом, проектные решения Генсхемы позволили нарастить добычу нефти в короткие сроки. Если в 1950 г. на Ромашкинском месторождении добывалась 371,0 тыс. т нефти, то в 1965 г. – 64,77 млн. тонн. Труд проектировщиков, в числе которых был М.И. Максимов, в 1957 г. был отмечен дипломом I степени Всесоюзной промышленной выставки за особые достижения в области новой техники, а именно «за новую систему разработки нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнения». В 1959 г. М.И. Максимову присвоена степень кандидата геолого-минералогических наук по итогам защиты диссертации на тему «Метод подсчёта извлекаемых запа-

21

сов нефти в конечных стадиях разработки в условиях вытеснения нефти водой». В 1962 г. авторы проекта Генеральной схемы − Ф.А. Бегишев, П.С. Васильев, Р. Ш. Мингарев, М.М. Иванова, А.П. Крылов, Ю.II. Борисов, А.Н. Бучин, О.И. Дорохов, М.И. Максимов, А.П. Чопоров, В.А. Каламкаров и А Т. Шмарев − были награждены Ленинской премией.

В последующие годы М.И. Максимов активно отстаивает предложенные ВНИИ принципы разработки месторождений. Главными из них были следующие.

1.Для достижения высокого уровня добычи нефти и поддержания этого уровня в течение длительного срока в нефтяные пласты следует вводить с поверхности дополнительную энергию путём закачки воды в пласт.

2.Система разработки сочетает законтурное заводнение с внутриконтурным заводнением и разрезанием залежи.

3.Осуществляется интенсификация добычи нефти путём увеличения градиентов давления в пласте. На практике увеличение градиента давления достигается несколькими путями: повышением давления в пласте на линии нагнетания выше начального; снижением забойного давления, в том числе до уровня давления насыщения, за счёт применения ЭЦН; приближением линии нагнетания к добывающим скважинам. Давление в пласте на линии нагнетания, в свою очередь, может быть повышено двумя способами: увеличением числа нагнетательных скважин при сохранении принятого давления нагнетания; увеличением давления нагнетания при сохранении числа нагнетательных скважин.

Описанные методы способствовали повышению нефтеотдачи

иразрежению сетки добывающих скважин. В целях увеличения охвата пласта процессом вытеснения в проектах разработки ВНИИ предусматривался следующий порядок ввода скважин.

22

В первый период разработки, когда имеется обширная чисто нефтяная площадь, разработка осуществлялась при редком размещении добывающих скважин, причём число скважин устанавливалось исходя не столько из особенностей строения пластов, сколько из необходимости обеспечения запланированного уровня добычи нефти. Во втором периоде, когда продвигающаяся вода захватывает большую часть площади, с помощью комплекса исследовательских работ уточняется местоположение сформировавшихся целиков нефти в тупиковых и застойных зонах и в отдельных плохо проницаемых пропластках, а также изолированных линзах. Для извлечения нефти из указанных целиков проводится бурение дополнительных как добывающих, так и нагнетательных скважин из специально резервируемого для этой цели фонда скважин. При таком подходе процесс вытеснения достигался при минимальном числе скважин.

Внедрение перечисленных принципов привело к снижению капитальных вложений в добычу нефти (правда, лишь на определённый период) и к введению в разработку месторождений малой степени разведанности с переложением некоторых задач разведки на эксплуатационное бурение. Изложению этих принципов и их защите посвящён ряд статей М.И. Максимова за 1962−1970 гг.

М.И. Максимов был первым, кто начал применять современную вычислительную технику для проектирования и анализа процессов разработки нефтяных месторождений. Он создал уникальный электроинтегратор ЭИ-С с сеткой на 20 тыс. узловых точек, который являлся математической моделью нестационарной фильтрации флюидов. В машине было предусмотрено множество сменных элементов, комбинациями которых можно было отобразить неоднородность коллектора. В этом устройстве работало около 8000 электронных ламп и несколько сотен полупро-

23

водниковых элементов. Электроинтегратор мог воспроизвести работу примерно 750 скважин на любом отрезке времени эксплуатации месторождений. Он позволял учесть несколько сотен тысяч параметров для задач проектирования и анализа разработки крупных месторождений. Решение задач подобного объёма на современных компьютерах требует производительности процессора 10 млрд. оп/с.

ЭИ-С был введён в эксплуатацию в 1957 г. Впервые на практике он был применён при разработке программы промышленного эксперимента на Бавлинском месторождении. В последующие годы на электроинтеграторе решались задачи по детальному процессу разработки Туймазинского, Ромашкинского, Узеньского и других месторождений Советского Союза, Венгрии, Ирака, Алжира. За создание и освоение уникального электроинтегратора М.И. Максимов был удостоен золотой медали ВДНХ.

В 1965 г. в издательстве «Недра» вышел в свет фундаментальный труд М.И. Максимова «Геологические основы разработки нефтяных месторождений». Книга стала настольным пособием для промысловых геологов. За этот труд решением ВАК от 27 июля 1967 г. М.И. Максимову была присуждена степень доктора геолого-минералогических наук. В 1966 г. за многолетний добросовестный труд в нефтегазовой промышленности М.И. Максимов был награждён Орденом Трудового Красного Знамени, а 19 марта 1968 г. ему было присвоено звание «Почётный нефтяник».

С 1963 г. М.И. Максимов являлся членом Центральной Комиссии по разработке месторождений (ЦКР). Главным направлением работы ЦКР в конце 60-х и в 70-е годы стало рассмотрение проектов разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. К этому времени основные месторождения Урало-

24

Поволжья вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся быстрым ростом обводнения добываемой продукции и постепенным снижением уровня добычи нефти. В 1968 г. условия для разработки нефтяных месторождений значительно ухудшились. Поэтому ЦКР уделяла много внимания поиску наиболее эффективных технологий разработки месторождений на поздней стадии. В 1968 г. было даже проведено Всесоюзное совещание на эту тему. На совещании М.И. Максимов сделал совместно с З.К. Рябинкиной доклад «Результаты теоретических исследований влияния степени обводнённости выключаемых из эксплуатации скважин на текущую добычу нефти, конечную нефтеотдачу и темп обводнения». В докладе теоретически подсчитывались различные степени эффективности отключения скважины при различных стадиях их обводнённости. В конце доклада был сделан вывод о том, что отключать скважины в первом (ближайшем к контуру ряду) следует уже при 50−70%-ной обводнённости, «увеличивая затем процент обводнённости в последующих рядах». Однако этот вывод был подвергнут критике председателем ЦКР С.А. Оруджевым: «Если бы мы сейчас остановили скважины с обводнённостью 40%, мы потеряли бы большое количество нефти… Все выступавшие считают, что обводнённые скважины следует отключать при извлечении 80−95% воды».

Дискуссия о наиболее рациональных методах интенсификации добычи на поздних стадиях разработки продолжалась и за стенами Всесоюзного совещания. Представители нефтедобывающих организаций считали чуть ли не единственным методом интенсификации разработки уплотнение сетки скважин. К сожалению, в те годы далеко не полностью использовались резервы интенсификации путём повышения активности системы заводнения, редко применялся гидравлический разрыв пласта, практиче-

25

ски не бурились горизонтальные добывающие скважины, форсированный отбор имел место только на скважинах, оборудованных импортной насосной техникой. Стремление бурить большое количество дополнительных скважин объяснялось также завышенными плановыми заданиями и особенностями существовавшей тогда плановой экономики.

Всвязи с этой ситуацией, в ЦКР вновь вспыхнула дискуссия на вечную тему − о влиянии плотности сеток скважин на конечную нефтеотдачу пласта и о целесообразности бурения редких сеток скважин на ранней стадии разработки. Оппонентами выступали представители школ А.П. Крылова и В. Н. Щелкачёва.

Вэтих дискуссиях М.И. Максимов отстаивал идеи научной школы А.П. Крылова. Тогда последнее слово осталось за представителями так называемой «монопольной школы». В результате в 70-х гг. на уже разрабатываемых месторождениях было пробурено большое число дополнительных скважин. Их бурение обосновывалось необходимостью достижения высокой нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. Дополнительные скважины размещали, как правило, в наиболее продуктивных зонах эксплуатационных объектов, что действительно приводило к дополнительной добыче нефти в первые годы после ввода их в эксплуатацию. Однако так как запасы нефти на одну скважину в результате дополнительного бурения существенно сокращались, эффект дополнительных скважин был крайне неустойчивым, обычно уже через год-два падение добычи возобновлялось, но шло оно уже более высокими темпами. Бурение дополнительных скважин имело ещё одно очень важное последствие. Значительно ускорилась выработка наиболее эффективных запасов, что привело в 80-е годы к резкому возрастанию трудноизвлекаемых запасов нефти.

В1968 г. А.П. Крылов организовал во ВНИИнефть семинар

26

«Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений». В рамках семинара обсуждались проблемы промысловой геологии и оценки запасов, вопросы математического моделирования процессов разработки. М.И. Максимов, являясь участником семинара, принимал самое активное участие в разработке метода барьерного заводнения для нефтегазовых залежей Самотлорского месторождения в Западной Сибири. Суть метода состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Всередине 70-х гг. сотрудники ВНИИнефть занимались вопросами разработки месторождений высокопарафинистых нефтей. М.И. Максимов участвовал в теоретическом обосновании, а затем и проектировании на месторождении Узень на Мангышлаке метода одновременного поддержания пластового давления и пластовой температуры путем закачки в пласт горячей воды и пара. Увеличение нефтедобычи достигалось при этом за счёт снижения вязкости нефти, испарения из неё лёгких фракций, вытеснения нефти в ненагретой зоне газами горения и других эффектов.

Вработах 1974 г. М.И. Максимов анализировал такие методы добычи нефти, как метод переменных потоков (циклический метод) и метод влажного внутрипластового горения для залежей нефти повышенной, средней и малой вязкости. При использовании циклического метода периоды закачки воды через нагнетательные скважины чередуют с периодами резкого её снижения или полного прекращения, что приводит к изменению фильтрационных потоков в пласте и за счёт этого – к вытеснению нефти

27

из слабопроницаемых участков. Что касается метода сверхвлажного горения, то, как подчёркивал М.И. Максимов, одно из его главных достоинств в том, что в пласте одновременно участвуют и сосуществуют почти все известные процессы, а именно: вытеснение нефти паром, водой при различных температурах, смешивающее вытеснение и вытеснение нефти газом. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа и происходит вытеснение им нефти. Кроме того, углекислый газ вместе с нефтью и водой образует пену, которая ускоряет вытеснение. При горении образуются также поверхностно-активные вещества, альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями. Понятно, однако, что все эти процессы и образующиеся вещества потенциально опасны для окружающей среды, воздуха, воды и почвы. Учитывая, что диапазон температур в зоне горения изменяется в пределах от 350−1000 °С, можно ожидать плавления, спекания, коренного изменения состава, структуры и свойств окружающих пород. Возможно термогенное проседание поверхности земли, зданий и сооружений.

В 70-е годы М.И. Максимовым и другими сотрудниками ВНИИнефть разрабатывались методы физико-химического воздействия на пласт. Они были основаны на применении химреагентов (высоковязких водорастворимых полимеров, ПАВ, щелочей и композиций из них), которые либо растворяются в нагнетаемой в пласты воде, либо создают из них соответствующие объёмы оторочки между нефтью и вытесняющей водой. Предлагалась технология полимерного заводнения, направленная на увеличение вязкости вытесняющей воды, что уменьшало её прорывы по высокопроницаемым частям пласта и делало заводнение более эффективным и стабильным. Разрабатывался ряд технологий, ос-

28

нованных на достижении смешиваемости нефти и веществ, вытесняющих её из пластов, т.е. уменьшении капиллярных сопротивлений на контакте нефть – вытесняющий агент. Проводились исследования по вытеснению нефти: лёгкими водородами – пропаном, газовым конденсатом и др., углеводородным газом или углеводородом при высоком давлении, водой с ПАВ, смесью ПАВ, органических спиртов, углеводородов и воды (т.н. поли- мерно-мицеллярное заводнение), водными растворами двуокиси углеводорода, серной кислотой.

Итогом творческой работы сотрудников ВНИИ стали принципы разработки нефтяных месторождений, изложенные М.И. Максимовым. Среди них есть следующие:

−сужение ширины площадей, выделяемых для самостоятельной разработки в условиях внутриконтурного заводнения, и уменьшение числа рядов добывающих скважин;

−уменьшение расстояния между рядами нагнетательных скважин и первым (внешним) рядом нагнетательных скважин;

−увеличение градиента давления в пласте путём увеличения давления нагнетания воды и снижения забойных давлений в добывающих скважинах;

−снижение давления в зоне отбора на 20−30% ниже давления насыщения;

−применение редких сеток скважин в основном периоде разработки в сочетании с методами интенсификации добычи, что позволяло осуществить ввод месторождений в разработку при меньшей их разведанности;

−бурение дополнительных очагов заводнения в резервных скважинах.

М.И. Максимов неоднократно указывал, что изложенные принципы были широко рассмотрены А.П. Крыловым и опубли-

29

кованы им в печати. Максимов рассматривал эти вопросы с точки зрения значения их для промышленности. Рекомендация Максимова о бурении резервных скважин была внесена в «Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД 9-482-80).

В 1973 г. М.И. Максимову было присвоено звание профессора. А в 1975 г. вышло второе издание его монографической работы «Геологические основы разработки нефтяных месторождений». Автор уделил большое внимание описанию научных достижений в данной области. С учётом обязанностей промыслового геолога им были рассмотрены вопросы подземной гидродинамики и физики пласта. Было расширено описание физических свойств коллекторов, процесса вытеснения нефти водой и газом, систем разработки нефтяных залежей. Изложены методы прогнозирования процесса вытеснения нефти водой и новые методы определения нефтенасыщенности пластов по данным промысловых исследований. Была переработана и сокращена глава «Про- мыслово-геофизические методы изучения физических свойств коллекторов» в связи с тем, что число этих методов значительно возросло, и их описание требовало серьезного научного объяснения. Были изъяты главы «Влияние формы залежей нефти на интенсивность разработки и интенсификация добычи нефти путём увеличения давления в пласте» и «Методы повышения нефтеотдачи пласта», т.к. по своему содержанию они были ближе к вопросам технологии разработки нефтяных месторождений.

В апреле 1974 г. Максимов вышел на пенсию (он был перс о- нальным пенсионером), однако продолжал работать во ВНИИ старшим научным сотрудником – консультантом лаборатории методов контроля, анализа и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. В 1977 г. за добросовестный труд и в

30