К оглавлению

Опыт интенсивной разработки Серафимовской группы месторождений Башкирии

О.Г. АКОПЯН, Г.П. ОВАНЕСОВ

При оценке темпов разработки нефтяных месторождений принято считать вполне приемлемым такой темп, при котором добыча нефти на первом этапе разработки составляет около 4% в год от начальных промышленных запасов нефти. Примерно такой темп разработки предусмотрен и по ряду нефтяных месторождений Башкирии.

Следует, однако, учитывать, что темп разработки каждого месторождения зависит от его индивидуальных особенностей. Нам представляется, что многие месторождения могут разрабатываться более интенсивно, т.е. при более высоких темпах отбора, чем это обычно принято. Для того чтобы проверить это на практике, на протяжении последних двух лет был проведен опыт интенсивной разработки отдельных площадей на Серафимовской группе нефтяных месторождений. В настоящей статье приведены краткие итоги опыта.

Серафимовская группа месторождений расположена в юго-восточной краевой части Татарского свода в пределах Серафимовско-Балтаевского тектонического вала юго-восточнее Туймазинского нефтяного месторождения. В пределах этого поднятия, имеющего почти широтное простирание, вырисовывается ряд локальных структур: Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Николаевская, разобщенных между собой небольшими прогибами с амплитудой не более 10-15 м (рис. 1).

В разрезе пашийских слоев и верхнеживетского подъяруса выделяются три крупных промышленно нефтеносных горизонта. Нефть залегает в пластах песчаников, условно названных пластами Д_I, Д_II и Д_IV. Установлены небольшие залежи нефти в пласте Д_III и в песчаниках угленосной свиты карбона.

Основным продуктивным горизонтом являются песчаники пласта Д_I которые нефтеносны на всех четырех площадях Серафимовской группы. Мощность песчаников колеблется от нуля до 26 м; наиболее распространены мощности порядка 6-8 м. На большей части месторождения пласт Д_I представлен мелко- и тонкозернистыми песчаниками непостоянной мощности. На ряде участков песчаники расслаиваются прослоями глинисто-алевролитовых пород. Местами песчаники полностью замещены алевролитами. Пористость песчаников 19%.

Пласт Д_II развит на всей площади Серафимовской группы месторождений, но промышленно нефтеносным он является только на Константиновской и Леонидовской площадях. Пласт представлен монолитным песчаником мощностью 15-20 м. Повышенные мощности приурочены к своду структуры. В восточной части пласта вне пределов нефтяной залежи отмечены два небольших участка, где песчаники замещены алевролитами. Пористость песчаников 19,4%.

Пласт Д_IV развит повсеместно. Мощность его колеблется от 1,4 до 17 м, причем более повышенные мощности наблюдаются на пониженных участках пласта. Пласт сложен разнозернистыми песчаниками с примесью гравия и имеет среднюю пористость 17,9%. Нефть в пласте Д_IV приурочена к сводовым частям структур и образует изолированные друг от друга залежи на Константиновской, Серафимовской и Леонидовской площадях. Все эти залежи имеют небольшие размеры. Наиболее крупные из них - Константиновская и Леонидовская.

Характерным признаком месторождений Серафимовской группы является отсутствие газовой шапки. Пластовые давления колеблются в пределах 170-178 ат, давления насыщения - в пределах 84-97 ат.

Геохимические исследования нефтей показали, что нефти отдельных площадей и пластов заметно отличаются друг от друга. Наиболее легкие и малосернистые нефти залегают в пласте Д_IV и имеют удельный вес 0,830 и вязкость 1,3 сантипуаза. Наиболее тяжелые нефти приурочены к пласту Д_I Леонидовской площади и имеют удельный вес 0,853 и вязкость 2,2 сантипуаза.

В начале 1955 г., когда по нашему предложению было принято решение о проведении опыта усиления темпов разработки, выбор пал на пласт Д_II Константиновской площади, который к этому времени разрабатывался с отбором, равным согласно проекту 4% в год от начальных запасов.

Позже этот опыт был распространен на пласты Д_I и Д_IV Константиновской площади и частично на пласт Д_I Серафимовской площади.

Ниже приводятся результаты опытов.

Пласт Д_II – Константиновской площади

Пласт Д_II, являющийся основным эксплуатационным объектом на Константиновской площади, вскрыт в декабре 1950 г. разведочной скв. 5, вступившей в эксплуатацию фонтаном с дебитом 250 т нефти в сутки. Площадь нефтеносности пласта Д_II равна 1200 га.

Проектом разработки предусматривалось заложить 22 эксплуатационные скважины и разработку пласта вести с применением законтурного заводнения через шесть нагнетательных скважин. Максимальная добыча нефти на первом этапе проектом была предусмотрена в объеме 1150 т в сутки, что составляет 4% отбора в год от начальных запасов при закачке воды за контур в объеме 1930 м³ в сутки.

Разработка пласта начата в 1951 г., закачка воды - в апреле 1954 г. К началу закачки из пласта было отобрано 700 тыс. м³ жидкости, а пластовое давление от начальных 176 ат снизилось до 147 ат.

Проектные показатели разработки были достигнуты в середине 1954 г., когда отбор из пласта достиг 1250 т в сутки, а закачка воды велась в объеме 2500 м³ в сутки. Повышенный против проекта объем закачиваемой воды был вызван необходимостью возместить пласту объем жидкости, отобранной из него до начала закачки.

Небольшая по размерам площадь залежи и благоприятные физические параметры пласта позволили нам предложить вести более интенсивную разработку залежи. В феврале 1955 г. это предложение было принято Центральной комиссией МНП по разработке. С марта-апреля 1955 г. добыча из пласта была резко увеличена и доведена до 2300-2400 т в сутки, что составляет 8,3 % в год от начальных запасов. Одновременно был увеличен объем закачиваемой за контур воды. Такой высокий темп отбора поддерживается до настоящего времени, т. е. больше двух лет.

По состоянию на 1 апреля 1957 г. из 24 действующих скважин 18 фонтанирующих. Фонтанная добыча составляет 95,7% всей добычи из пласта. Суточная добыча нефти равна 2400 т при обводненности нефти 1,4%. Закачка воды ведется через девять нагнетательных скважин в объеме 3500 м³ в сутки.

Пластовое давление, снизившееся к середине 1954 г. до 147 ат, к апрелю 1955 г. было поднято до 156-158 ат и в течение двух лет поддерживается на этом уровне. С начала разработки добыто на 1 апреля 1957 г. 25,5% от начальных запасов нефти, объем заказанной воды составил 107% от суммарного отбора жидкости из пласта.

Данные опыта интенсивной разработки пласта Д_II за последние годы приведены в табл. 1.

Как видно из табл. 1, добыча нефти увеличилась против 1954 г. больше чем вдвое и составляет 8,3% в год от начальных запасов и 11,0% от остаточных запасов. Увеличение объема закачиваемой воды и поддержание его в 1955-1956 гг. на уровне около 130% отбора дали возможность удержать пластовое давление на достигнутом еще до начала опыта высоком уровне (158-157 ат). К апрелю 1956 г. закачкой воды пласту был возмещен полностью весь объем жидкости, отобранной из пласта с начала его разработки. В связи с этим во второй половине 1956 г. объем закачиваемой воды был постепенно уменьшен и в первом квартале 1957 г. доведен до 105% от объема отбора.

Особо следует остановиться на динамике продвижения краевой воды в ходе интенсивной разработки. К началу опыта на 1 марта 1955 г. давали нефть с водой скв. 11, 179, 181, 184, 191, 292. Все эти скважины расположены в водонефтяной («водоплавающей») зоне пласта или на самой линии внутреннего контура. В мае 1955 г. вступили в эксплуатацию из бурения скв. 239 и 274, расположенные в водонефтяной зоне пласта и имеющие подошвенную воду. В ходе дальнейшей эксплуатации скв. 239 обводнялась полностью и была превращена в пьезометрическую, а скв. 274 продолжает фонтанировать с дебитом 30 т нефти в сутки и содержанием воды меньше 2%.

В течение 1955-1956 гг. появилась вода в ранее безводных трех скважинах: скв. 5 (в июне 1955 г.), скв. 312 (в феврале 1956 г.) и скв. 88 (в августе 1956 г.). Все эти скважины продолжают фонтанировать с содержанием воды от 2 до 4%. В первом квартале 1957 г. появилась вода в ранее безводных скв. 217 и 293.

Таким образом, число скважин, дающих нефть с водой, на 1 апреля 1957 г. достигло тринадцати. Шесть скважин расположены в водо-нефтяной зоне пласта (скв. 179, 184, 191, 239, 274, 292), а в семи скважинах (скв. 5, 11, 88, 181, 217, 293 и 312), расположенных вдоль линии внутреннего контура, мы имеем дело с продвижением краевой воды в результате разработки (рис. 2). Ненормальности в подъеме водо-нефтяного контакта и продвижении краевой воды не установлено.

Подъем водо-нефтяного контакта и появление воды в семи ранее безводных скважинах, естественно, должны были привести к увеличению количества добываемой воды. Однако регулированием отборов из эксплуатирующихся скважин и объемов закачиваемой воды в нагнетательные скважины удалось сохранить обводненность добываемой нефти в пределах 1-2%.

Итоги разработки пласта Д_II (рис. 3) в течение последних двух лет позволяют считать опыт интенсивной разработки с отбором в год до 8,3% от начальных запасов нефти вполне успешным. Исходя из этого, интенсивная разработка пласта Д_II продолжается.

Большой интерес представляет изучение остаточной нефтенасыщенности на промытых водой участках пласта, где в результате подъема водонефтяного контакта внешний контур продвинулся вперед. Для получения ответа на эти вопросы намечено при бурении нагнетательной скважины на нижележащий пласт Д_IМ пройти пласт Д_II со сплошным отбором керна.

Пласт Д_I – Константиновской площади

Так же интенсивно разрабатывается залежь нефти в пласте Константиновской площади.

Пласт Д_I неоднороден. В восточной части площади он представлен монолитным песчаником мощностью в среднем около 8 м, в западной - песчаники частично замещаются глинисто- алевролитовыми породами, расслаиваются на отдельные прослои и имеют общую мощность 3-6 м. Площадь нефтеносности 968 га.

Разбуривание залежи начато в 1954 г. и закончено в 1955 г. Всего пробурены 23 эксплуатационные скважины. Годовой отбор нефти из залежи с начала разработки в процентах от начальных запасов составил: в 1952 г.- 0,5%; в 1953 г. - 0,9%; в 1954 г, - 3,7%; в 1955 г, -9,7%; в 1956 г, - 11,9%.

Таким же высоким темпом продолжается отбор в текущем году. На 1 апреля 1957 г. отобрано из пласта 29,6% от начальных запасов нефти.

Поддержание пластового давления осуществляется путем законтурного заводнения через шесть нагнетательных скважин. Закачка воды начата в январе 1955 г., когда из залежи было отобрано 235 тыс. м³ жидкости.

В первые месяцы закачка велась в объеме, значительно превышающем текущий отбор из залежи, и к августу 1956 г. пласту был возмещен закачкой воды полностью весь объем жидкости, отобранной с начала разработки. В первом квартале 1957 г. текущая закачка составляла 130 % текущего отбора. Всего закачано в пласт 114% от объема жидкости, отобранной из пласта с начала разработки.

Начальное пластовое давление равнялось 170 ат. Вследствие неоднородности строения пласта пластовое давление с начала разработки падало неравномерно. В западной части залежи пластовое давление упало к началу закачки в январе 1955 г. до 110 ат, в восточной части - до 130 ат, а средневзвешенное пластовое давление составляло 120 ат.

С начала закачки средневзвешенное пластовое давление начало подниматься и к апрелю 1957 г. стало равным 143 ат. Достигнутый уровень считается вполне достаточным для нормальной разработки залежи, и на ближайшее время ставится задача поддерживать давление на этом уровне.

На 1 января 1956 г. из 23 скважин давала нефть с водой лишь одна скважина, расположенная в водо-нефтяной части залежи. Остальные скважины эксплуатировались без воды. В течение 1956 г., в основном во втором полугодии, появилась вода в пяти скважинах, и содержание ее в общей добыче нефти к концу года достигло 2%. В течение первых четырех месяцев 1957 г. появилась вода еще в пяти скважинах и содержание воды в добыче нефти выросло до 6%.

Анализ показывает, что подъем водо-нефтяного контакта имел место по всей площади месторождения, но подъем этот происходил неравномерно. В западной части месторождения вода появилась в скважинах, где подошва песчаников пласта Д_I расположена на 25 м выше начального водо-нефтяного контакта, в восточной части, где пласт представлен монолитным, хорошо отсортированным песчаником, водо-нефтяной контакт поднялся всего на 5-8 м. Заметно, что на северном, сравнительно более крутом склоне водо-нефтяной контакт поднимается быстрее, чем на пологом южном.

Чтобы не форсировать продвижение воды и не вызвать бессистемного обводнения нефтеносных песчаников, объем закачки воды уменьшен да 110% от объема отбираемой из пласта жидкости. Одновременно произведено перераспределение объемов закачиваемой воды между нагнетательными скважинами с уменьшением на северном крыле и увеличением на южном.

Пласт Д_IV – Константиновской площади

На Константиновской площади разрабатывается также пласт Д_IV залегающий на 20 м ниже пласта Д_II. Первая разведочная скважина вскрыла пласт в сентябре 1952 г. Залежь нефти занимает 455 га. Начальное пластовое давление 178 ат. Нефть недонасыщенная, давление насыщения 97,3 ат.

При обсуждении вопроса о темпах разработки пласта было принято решение вести разработку интенсивно, отбирая 435 т нефти в сутки, что составляет 11% в год от начальных запасов. Предполагалось, что извлечение промышленных запасов при высоком уровне годового отбора будет обеспечено за счет естественной энергии пласта при давлениях, превышающих давление насыщения.

Бурение эксплуатационных скважин закончено в 1954 г. Всего пробурено семь скважин, расположенных в одну линию по оси структуры.

Предусмотренная проектом суточная добыча в 435 т была достигнута в июне 1955 г. На 1 октября того же года из пласта было отобрано с начала разработки всего 343 тыс. т нефти, что составило 24% от начальных запасов. Пластовое давление к этому времени снизилось до 120 ат.

Анализ отчетного материала показал, что естественная энергия пласта оказалась недостаточной для поддержания добычи нефти на высоком уровне. В связи с этим в октябре 1955 г. была начата закачка воды в ранее пробуренную разведочную скважину, расположенную за контуром нефтеносности на западной периклинали пласта. Закачка велась в объеме до 300- 400 м³ в сутки. Всего на 1 апреля 1957 г. закачано в пласт 170 тыс. м³ воды, что составляет 20% от суммарного отбора жидкости из пласта. На эту же дату отобрано из пласта с начала разработки 41% от начальных запасов нефти. Пластовое давление, снизившееся до 120 ат на 1 октября 1955 г., продолжало падать, хотя и значительно медленнее. На 1 апреля 1957 г. оно снизилось до 115 ат.

Интенсивный отбор на уровне 11 % в год от начальных запасов и 18,8% от текущих запасов продолжается, но, чтобы не допустить дальнейшего падения пластового давления, необходимо увеличить объем закачиваемой воды. Для этого намечено пробурить одну новую нагнетательную скважину, расположенную за контуром нефтеносности.

Пласт Д_I - Серафимовской площади

Пласт Д_I на Серафимовской площади вскрыт в мае 1949 г. Последующей разведкой было установлено, что залежь нефти в пласте длиной 10 км и шириной 5 км занимает всю Серафимовскую площадь и распространяется на запад на Леонидовскую площадь, имея с ней общие внешний и внутренний контур нефтеносности. В ходе разбуривания установлена резкая фациальная изменчивость пласта - на ряде участков даже на коротких расстояниях меняются мощности нефтеносных песчаников от 15 до 2 м и менее, а местами песчаники полностью замещаются глинами и алевролитами.

Разбуривание залежи начато в 1953 г. и закончено в 1955 г. Всего пробурено 100 эксплуатационных скважин, расположенных рядами вдоль внутреннего контура нефтеносности с расстоянием между рядами 500 м и между скважинами в ряду 400 м. Нефтеносная площадь разбурена полностью.

До начала эксплуатационного бурения в ходе пробной эксплуатации из пласта было добыто к 1 января 1953 г. 2,5% от начальных запасов нефти. В последующие годы добыча нефти в процентах от начальных запасов составила: 1953 г. - 3,5; 1954 г. - 4,8; 1955 г.- 4,2; 1956 г. -5,1.

В 1957 г. темп отбора повышен до 5,5 %. Всего с начала разработки до 1 апреля 1957 г. отобрано из пласта 21,5% от начальных запасов нефти. Общее количество воды, добытой вместе с нефтью, составляет 1,6% от отобранной нефти.

Пластовое давление поддерживается закачкой воды за внешний контур нефтеносности. Закачка начата 20 марта 1953 г. К этому времени из пласта было отобрано 1235 тыс. м³ жидкости.

В течение 1953 г. объем закачиваемой воды хотя и нарастал, но был меньше отбора, и к январю 1954 г. дефицит между суммарной закачкой и суммарным отбором достиг 1357 тыс. м³.

В 1954-1955 гг. закачка воды велась в объеме, значительно превышающем отбор, и в декабре 1955 г., пласту был возмещен полностью весь объем жидкости, отобранной из пласта с начала разработки. Пластовое давление за 1955 г. выросло на 23,8 ат и на 1 января 1956 г. достигло 140,8 ат.

За все время разработки эксплуатация скважин велась при забойных давлениях не ниже давления насыщения, равного 93 ат. В связи с падением пластового давления уменьшился перепад давлений на забоях скважин, что повлекло за собой уменьшение их дебитов. В результате добыча за 1955 г. снизилась против предыдущего года на 13% и составила 4,2% отбора от начальных запасов против 4,8% за 1954 г.

Достигнутый на 1 января 1956 г. высокий уровень пластового давления и поддержание его в последующем дали возможность увеличить отбор нефти из залежи. Кроме того, рост давления позволил в течение 1955-1956 гг. перевести на фонтанный способ 30 скважин, ранее эксплуатировавшихся насосным способом.

Данные, характеризующие динамику закачки воды и изменений пластового давления, приведены в табл. 2.

Вместе с нефтью добывается и вода, количество которой с 0,6% в 1953 г. выросло до 2% к 1956 г. и в продолжение последних полутора лет держится на этом уровне. Вода добывается из 27 скважин, из которых 12 расположены в водо-нефтяной части пласта или на самой линии внутреннего контура и дают воду с начала их эксплуатации. В остальных 15 скважинах, вступивших в эксплуатацию безводными, вода появилась в разное время на протяжении последних четырех лет. Анализ показывает, что вода появилась в скважинах первого (внешнего) эксплуатационного ряда в результате нормального продвижения краевой воды в ходе разработки месторождения. Установлены два случая продвижения краевой воды до скважин второго эксплуатационного ряда. Анализ структуры показывает, что в местах расположения этих скважин подошва пласта залегает глубже и продвижение краевой воды до этих скважин второго ряда не является ненормальным.

Анализируя состояние разработки пласта Д_I Серафимовской площади, приходим к выводу, что разработка его при уровне отбора нефти в 5,5% от начальных запасов идет нормально без каких-либо особых осложнений.

Подводя итоги проведенных работ, можно отметить, что опыт интенсивной разработки с доведением отбора: до 8,3-11,9% от начальных промышленных запасов по всем трем нефтеносным пластам Константиновского месторождения оказался вполне успешным. Получению положительных результатов способствовали небольшие размеры залежей нефти (точнее, их небольшая ширина), благоприятные параметры нефтеносных пластов и близость фронта нагнетательных скважин, что давало возможность легко регулировать закачку и поддерживать любое нужное пластовое давление.

Месторождения, на которых проведен описанный выше опыт, разбурены сплошной сеткой скважин со средней плотностью, считая по площади, ограниченной внешним контуром нефтеносности, около 50 га на одну скважину. Все эксплуатационные скважины заложены в границах внутреннего контура нефтеносности, и нефть из водо-нефтяной («водоплавающей») части пласта должна быть стянута к центру и отобрана без бурения эксплуатационных скважин на «водоплавающей». части пласта. Судя по продвижению контуров, в частности внешнего, можно, полагать, что такая система размещения скважин может обеспечить полную выработку промышленных запасов при небольшой ширине «водоплавающей» части.

Мало вероятно, что такая же система размещения скважин может быть приемлема для месторождений, в которых «водоплавающая» часть имеет ширину в несколько километров. Имеющийся по Башкирии опыт говорит о том, что в подобных случаях целесообразнее «водоплавающую» часть «отрезать» нагнетательными скважинами от основной залежи и разрабатывать ее самостоятельно. Но этот вопрос выходит за пределы настоящей статьи.

Объединение Башнефть

Таблица 1

Показатели	1954 г.	1955 г.	1956 г.	I квартал 1957 г.
Годовая добыча, % от начальных запасов	3,4	7,3	8,3	8,3
Добыча воды, % ко всей жидкости в пластовых условиях	2,4	1,0	2,0	1,4
Объем закачанной за год воды, % к объему отобранной нефти	130	134	126	105
Пластовое давление на конец года, ат	158,7	156,9	157	-

Таблица 2

Пластовое давление	Закачка воды в сутки, м^3	Суммарный объем закачанной воды, % от суммарного отбора жидкости из пласта	Средневзвешенное пластовое давление, ат
Начальное			172,0
На 1/1 1953 г.	-	-	131,8
. 1 /VII 1953 г	4300	13,0	128,8
, 1/1 1954 г.	5500	42,1	127,4
, 1 /VII 1954 г	6000	63,6	124,3
, 1/1 1955 г	7100	73,1	117,0
, 1 /VII 1955 г	9200	89,1	133,0
„ 1/1 1956 г.	8300	108,9	140,8
, 1 /VII 1956 г	7800	110,2	139,0
, 1/1 1957 г.	7200	114,2	140,9

Рис. 1. Схематическая структурная карта Серафимовской группы месторождений по реперу "верхний известняк".

1 - скважины эксплуатационные; 2 - скважины нагнетательные; 3 - изогипсы структуры по реперу «верхний известняк"; 4 - участки замещения песчаников пласта Д_I алевролитами; контуры нефтеносности пласта Д_I : 5 - начальный внешний; 3 -начальный внутренний; 7 - текущий внутренний.

Рис. 2. Константиновская площадь. Пласт Д_II.

1 - скважины эксплуатационные; 2 - скважины пьезометрические; 3 - скважины нагнетательные; 4 - песчаники замещены глинами и алевролитами; контуры нефтеносности; 5 - начальный внешний; 6-начальный внутренний; 7-на 1/V 1957 г. внешний; 8 - на 1/V 1957 г. внутренний.

Рис. 3. График разработки пласта Д_II Константиновской площади.