Анализ состояния разработки Бавлинского нефтяного месторождения
И.А. ЛОКШИН, С.А. СУЛТАНОВ, И.Г. ПУЛУЯН
Бавлинское нефтяное месторождение расположено на крайнем юго-востоке Татарской АССР и примыкает кулисообразно к Туймазинско-Александровскому поднятию. Характерная особенность геологического строения Бавлинского месторождения заключается в резком несоответствии структурного плана всего осадочного комплекса отложений и рельефа кристаллического фундамента. Положительным структурным формам всех стратиграфических подразделений, начиная от верхнепермских и кончая нижнеживетскими, соответствует резко отрицательный рельеф докембрийского фундамента. В тектоническом отношении Бавлинское месторождение представляет пологую брахиантиклиналь с более крутым юго-восточным крылом. Простирание структуры северо-восточное. В строении Бавлинского месторождения принимают участие отложения пермской, каменноугольной и девонской систем. Осадочные образования залегают на резко размытую поверхность кристаллического фундамента. Отложения бавлинской. свиты выполняют отрицательные формы рельефа фундамента.
Первая разведочная скважина, запроектированная для разведки нефтеносности карбона, пробурена в 1946 г. В связи с открытием нефти в девонских отложениях на Туймазинской площади скв. 1 на Бавлинской структуре была углублена до вскрытия терригенного девона и в результате опробования песчаников горизонта Д-I был получен мощный нефтяной фонтан. Дальнейшая разведка и оконтуривание залежи продолжались до 1950 г.
Помимо основного эксплуатационного объекта (Д-I), в разрезе открыты новые небольшие нефтяные залежи в горизонтах Д-III и Д-IV. Промышленно нефтеносными являются также отложения турнея и угленосного горизонта.
В 1950 г. институтом Гипровостокнефть был составлен проект разработки Бавлинского месторождения. По принятому проекту разбуривание месторождения должно было осуществляться концентрическими рядами скважин, расположенными параллельно внутреннему контуру нефтеносности с сеткой скважин 400X500 м, а разработка проводиться при поддержании пластового давления путем законтурной закачки воды в пласт. В начальный период разбуривание залежи предлагалось произвести двумя внешними рядами эксплуатационных скважин, а первые скважины в ряду намечалось бурить через две - рассредоточенно по всей залежи. Такой порядок разбуривания преследовал цель дополнительного изучения строения, характера нефтеносности и литолого-фациального состава горизонта Д-I. Кроме того, это позволило бы более равномерно снижать пластовое давление по всей залежи.
Однако осуществление такого способа разбуривания весьма затруднялось отсутствием обустройства и бездорожьем в условиях пересеченной и лесистой местности. Поэтому было принято решение вести бурение эксплуатационных скважин подряд. Это в значительной степени ускорило завершение первого этапа разбуривания месторождения.
В связи с тем, что положение внутреннего контура к началу эксплуатационного бурения было установлено весьма ориентировочно, часть пробуренных скважин на севере и северо-западе месторождения оказалась в водонефтяной части залежи. Однако подавляющее большинство этих скважин до сих пор нормально эксплуатируется фонтанным способом.
После разбуривания двух внешних рядов скважин было принято решение начать бурение всех остальных скважин, включая и сводовые, не дожидаясь начала обводнения первого внешнего ряда. К 1956 г. все месторождение было в основном разбурено. В процессе разбуривания месторождения уточнялось положение внутреннего контура нефтеносности. На юге месторождения это позволило пробурить дополнительные ряды скважин, и, наоборот, в связи с сужением безводной части залежи на севере исключено и не пробурено несколько точек во внешнем ряду.
Проектом разработки предусматривалось сгущение сетки скважин в зоне стягивания контура, фактически же весь свод разбурен равномерной сеткой 400X500 м.
Одновременно с эксплуатационным бурением в проекте было предусмотрено бурение нагнетательных скважин.
Первоначально эксплуатационное бурение проводилось преимущественно на северном крыле структуры. Тогда же были пробурены и нагнетательные скв. 501, 502, 503, 517 и 518, расположенные на севере.
Однако освоение этих скважин сильно отставало от темпа бурения эксплуатационных скважин. Все пробуренные нагнетательные скважины оказались в зоне ухудшенных коллекторских свойств пласта.
Рост фонда эксплуатационных скважин, увеличение суточной добычи нефти и отсутствие промышленной закачки воды привели к значительному снижению пластового давления к концу 1952 г. в зоне разработки на 42 ат. В дальнейшем темп падения давления усилился и многие скважины были на грани прекращения фонтанирования.
Были приняты меры по ускорению бурения нагнетательных скважин на юге структуры, где пористость, проницаемость и мощность пласта Д-I выражены значительно лучше, чем на севере. Помимо этого, при освоении нагнетательных скважин стали применяться более прогрессивные методы: дренирование при помощи электропогружных насосов, повышенные пусковые давления на устье при нагнетании и др.
Это позволило с середины 1952 г. начать промышленную закачку воды сначала на юге месторождений, а затем и в других частях; в связи с этим пластовое давление стабилизировалось и начало расти.
С 1953 г. средневзвешенное пластовое давление в зоне разработки неуклонно росло при все более возрастающих фонде скважин и суточной добыче нефти из пласта.
В настоящее время залежь пласта Д-I разбурена полностью. Эксплуатационный фонд состоит из 195 скважин, из них действующих 189. Шесть скважин (скв. 39, 295, 457, 376, 296, 407) находятся в бездействии по причинам обводнения подошвенными водами и притока посторонних вод. В фонтанной эксплуатации находится 159 скважин, что составляет 84,2% всего действующего фонда.
При помощи электропогружных насосов эксплуатируется 13 скважин, или 6,9% действующего фонда. Станками-качалками эксплуатируется девять скважин, или 4,8%.
Четыре скважины работают периодически. Нагнетание воды в пласт Д-1 осуществляется через 23 скважины со среднесуточной закачкой 18 200 м3; средняя приемистость одной нагнетательной скважины равна 830 м3/сутки. По кольцу нагнетание осуществляется неравномерно. Различная приемистость и неравномерность расположения нагнетательных скважин обусловлены, как указывалось выше, в основном неоднородными коллекторскими свойствами пласта Д-I. На юге месторождения, где пласт Д-I сложен хорошо проницаемыми однородными песчаниками, приемистость скважин наиболее высокая. Тем не менее за последние два года условия закачки с точки зрения равномерности значительно улучшились.
Для наблюдения за процессом разработки месторождения пробурено 11 контрольных и 10 пьезометрических скважин. Две пьезометрические скважины (скв. 312 и 527) пробурены на горизонт Д-П и служат для изучения взаимодействия пластов.
По состоянию на 1 мая 1957 г. из пласта Д-I с начала разработки добыто 16879,3 тыс. т нефти и 440 тыс. т воды, что составляет 2,6% от всей добытой жидкости.
За это время закачано в пласт 26 978 тыс. м3 воды, что составляет 112% к объему извлеченной жидкости в пластовых условиях. Положительный баланс закачки воды к отбору жидкости был достигнут в середине 1955 г.
Как видно из рис. 1, пластовое давление в первый период разработки залежи интенсивно падало и к 1 декабря 1952 г. снизилось до 129,1 ат. Лишь после промышленного освоения законтурного заводнения по 12 нагнетательным скважинам пластовое давление в начале 1953 г. стало расти.
В середине 1956 г. средневзвешенное давление возросло уже до 151,3 ат и в настоящее время составляет 145 ат.
В процессе разработки Бавлинского месторождения водонефтяной контакт поднимается весьма неравномерно. Это объясняется в основном неравномерной суммарной закачкой воды на различных участках месторождения.
Так, например, по состоянию на 1 июля 1957 г. закачка осуществлена в следующих объемах в тыс. м3: север 5535,1 (19%); юг 10498,9 (39%); запад 6558,7 (23%); восток 5488,2 (19%); всего 28080,9 (100%).
Отметки ВНК изменяются в пределах 1486-1472 м. Разница отметок ВНК на отдельных участках доходит до 14 м.
Наиболее высокий уровень подъема ВНК с абсолютными отметками от 1477 до 1472 м наблюдается в районе скв. 423, 473, 395, 409, 208, 448 (рис. 2).
Аномально высокая поверхность ВНК по сравнению с окружающими площадями наблюдается в районах скв. 213, 259, 260, 320, 295, 208, 207, 448, 430, 409, 455, 355, 8, 376, 375, 402.
Подобное неравномерное поднятие ВНК обусловливается различной интенсивностью отбора и закачки на отдельных участках, а также неоднородным строением пласта.
Положение внутреннего и внешнего контуров нефтеносности, особенно последнего, проведено нами примерно, так как если пользоваться общепринятой методикой определения внутреннего контура совмещением карт поверхности ВНК со структурной картой подошвы пласта, то почти всю площадь залежи приходится изображать с подошвенной водой. Поэтому мы вынуждены применять метод переноса внутреннего контура условно за пределы только тех скважин, которые обводняются за счет поступления в них подошвенной воды. При такой методике погрешность определения внутреннего контура не превышает 200-300 м.
Как следует из рассмотрения рис. 2, несмотря на интенсивное поднятие ВНК, существенных изменений в положении внутреннего контура нефтеносности не произошло.
Если современное положение внутреннего контура мы определяем более или менее объективно, то внешний контур проводится весьма ориентировочно. Редкая сетка скважин, малое число наблюдений при наличии факта наклона ВНК от нагнетательных скважин к эксплуатационным не позволяют установить истинное положение современного внешнего контура нефтеносности.
Тем не менее, можно решительно говорить об интенсивном перемещении внешнего контура нефтеносности в районах скв. 423, 409, 416, 214, 215, 216.
С начала разработки на 1 мая 1957 г. внутренний контур нефтеносности продвинулся на различных участках по-разному и составляет на севере от 200 до 500 м, на юге от 800 до 1200 м, на периклиналях от 200 до 500 м (рис. 3).
За истекший период разработки месторождений подошвенная вода заняла площадь нефтеносной залежи в 1380 га. Однако подошвенная вода по вертикали поднимается неравномерно. Выработанная мощность пласта доходит до 13,1 м. В районах скв. 207, 3, 409, 402, 3, 222, 526, 395, 260 и др. мощность пласта, занятая подошвенной водой, превышает 10 м. На участках, прилегающих к внутреннему контуру нефтеносности, выработанная мощность составляет в среднем от доли метров до 9 м.
Подобная различная интенсивность вытеснения нефти из пласта водой объясняется неравномерным поднятием ВНК с различной скоростью.
На отдельных участках месторождения скорости перемещения ВНК превышают 4 м в год. Например, по скв. 423, 395 скорости подъема ВНК соответственно составляют 4,5 и 4,7 м в год.
Такая большая скорость подъема. ВНК объясняется интенсивностью закачки воды по скв. 4, 531, 532.
В результате быстрого продвижения ВНК в этом районе обводнялись скв. 530, 395 и 394.
В районе скв. 409, 320, 207, 256 скорости ВНК составляют 2-3 м в год и по другим скважинам колеблются в пределах от доли метра до 1,5 м в год.
Изучение характера и причин появления воды в эксплуатационных скважинах, расположенных как во внутреннем' контуре нефтеносности, так и в водоплавающей части залежи, имеет первостепенное практическое значение. Бавлинское нефтяное месторождение представляет собой наиболее удобный объект для всестороннего изучения процессов разработки и в том числе обводненности скважин.
В результате обобщения материалов по скважинам пласта Д-I, дающим воду, установлено, что обводнение скважин на различных участках месторождения происходит с различной интенсивностью.
Анализ эксплуатации обводненных скважин и специальные исследования по увеличению и уменьшению дебитов скважин, расположенных в водонефтяной части залежи, показали, что никакой закономерности изменения процента воды от величины суточного дебита не существует.
Для изучения процесса обводнения были составлены многочисленные диаграммы эксплуатации скважин, показывающие изменение дебита, процента воды, пластового и забойного давлений во времени.
Анализ этих диаграмм показал, что во всех скважинах, несмотря на резкое уменьшение суточного дебита (иногда со 100 до 20-15 т/сутки) на длительное время, процент воды закономерно продолжает расти. Уменьшение дебита, как правило, не спасает скважину от обводнения.
Объяснить различную скорость обводнения скважин процессом образования конуса подошвенной воды также нельзя. Промысловыми наблюдениями и специальными исследованиями установлено, что в условиях пласта Д-I Бавлинского нефтяного месторождения не образуется значительных конусов обводнения.
Изучение характера перемещения подошвенной воды и скорости подъема водонефтяного контакта пласта Д-I и сопоставление скоростей подъема водонефтяного контакта в скважинах с ростом их обводненности показывают, что там, где идет интенсивное движение ВНК, происходит и более быстрое обводнение скважин.
Сопоставление скорости подъема ВНК с ростом процента обводненности окважин показывает наличие не только качественной, но и количественной связи обводнения скважин со скоростью перемещения водонефтяного контакта.
Кроме того, на рост обводненности сильно влияет и наклонный характер перемещения ВНК от нагнетательных к эксплуатационным скважинам.
Наиболее быстрое обводнение скважин происходит в районе нагнетательной скв. 4 на востоке месторождения. Например, скв. 395 в течение 6 месяцев обводнялась от долей процента до 60%, скв. 530 в течение 10 месяцев обводнялась на 68%.
В этом районе поверхность ВНК перемещается со значительным наклоном в сторону эксплуатационных скважин и скорость подъема ВНК превышает 4 м в год.
Большинство обводненных скважин дает воды до 1 %. Эта группа скважин расположена как во внутреннем контуре нефтеносности, так и за его пределами.
Появление воды до 1 % в центральных скважинах привлекало внимание исследователей. Характер и причины появления ее объяснялись по-разному. Одни исследователи объясняли это как результат продвижения контура нефтеносности, подъема ВНК и появления подошвенной воды в забое скважины; другие (К.Б. Аширов, А.И. Губанов) связывали появление воды в этих скважинах с созданием большой разности давления между пластами Д-I и Д-II (около 30-35 ат), что, по их мнению, приводит к инфильтрации воды через глинистый раздел между пластами мощностью около 12 м по системе микротрещин, поскольку явного сообщения между пластами в пределах внутреннего контура нефтеносности не наблюдается. Исходя из этого, они делают вывод о недопустимости увеличения отбора нефти и считают, что при создании дополнительной нагрузки на пласт и увеличении перепада давлений между пластами Д-1 и Д-II возможны прорыв пластовых вод из Д-II в Д-I и обводнение залежи.
Далее ими же делается совершенно неправильный на наш взгляд вывод, что после увеличения отбора нефти происходило неравномерное проникновение в залежь пластовых вод, вызывавшее иногда полное обводнение краевых скважин за весьма кратковременный период (например, обводнение скв. 401, 459, 458 и др.).
Как показывает фактический материал, в районе указанных скважин происходит интенсивное продвижение подошвенной воды и быстрое их обводнение объясняется большой скоростью подъема ВНК на этом участке.
Увеличение же добычи из пласта происходит за счет безводных или обводненных до 1 % скважин и не распространяется на скважины, обводненные более 1%, в том числе и на указанные скважины.
Из 97 скважин, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности, со среднесуточным отбором свыше 7000 т ежедневно добывается лишь от 4 до 6 т воды.
Длительная эксплуатация скважин, расположенных внутри контура нефтеносности и дающих годами обводнение нефти от следов до 1 %, показывает, что вода в скважинах периодически то появляется, то исчезает.
При этом какой-либо связи с изменением отбора и местоположения скважин по рядам не наблюдается даже при большом увеличении дебита (скв. 7, 251 и др.).
На наш взгляд наиболее вероятной причиной появления воды в центральных и расположенных во внутреннем контуре нефтеносности скважинах является поступление воды, захороненной в процессе формирования нефтяной залежи.
Как известно, в длительный период образования нефтяной залежи происходит разделение в поровом пространстве коллекторов газа, нефти и воды. Разделение нефти и воды представляет собой длительный динамический процесс с начала формирования залежи и структуры.
Четкая граница, отделяющая нефть от воды, может существовать лишь в идеальном пласте, представленном хорошо отсортированными песчаниками с высокой пористостью и проницаемостью, прослеживающимися на больших площадях.
Фактически в песчаниках и алевролитах месторождений Татарии по большому числу данных кернового и геофизического материала граница раздела нефти и воды представлена в виде постепенного перехода от нефти к воде, образуя так называемую «переходную зону» мощностью до 7 м.
В центральной части структуры в процессе формирования залежи в силу неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта вытеснение воды углеводородами происходит неравномерно и не полностью.
В таких условиях подошвенная часть пласта заполняется водонефтяной смесью, в которой преобладает содержание нефти, «переходная зона» без подошвенной воды.
В отличие от так называемой «связанной» или «реликтовой» воды, вода смеси обладает подвижностью и может двигаться к забою скважины вместе с нефтью. Следует отметить, что содержание этой воды в пласте значительно меньше, чем в обычной «переходной зоне» водонефтяного контакта и, кроме того, она обладает локальностью залегания и, следовательно, меньшей скоростью перемещения, чем подошвенная вода, поэтому поступает в скважину в очень незначительном количестве.
В присводовой зоне, где большинство скважин перфорировано до подошвы пласта, происходит приток этой воды в скважину, что нам представляется вполне естественным и закономерным.
Таким образом, наиболее вероятной причиной поступления воды в центральные скважины от следов до 1 % является не инфильтрация воды через глинистый раздел между пластами Д-1 и Д-II или перемещение подошвенной воды до центральных скважин, а естественные поступления водонефтяной смеси, образовавшейся в процессе формирования нефтяной залежи.
Если бы происходила инфильтрация воды через глинистую перемычку, то мы должны были бы наблюдать четкую связь появления и исчезновения этой воды с резкими изменениями отбора нефти и падением давлений в пласте Д-1. Однако этого не наблюдается.
Так, например, в период увеличения добычи нефти на 1500 т/сутки с 1 мая 1957 г. по 1 июля 1957 г. количество безводных скважин увеличилось с 59 до 87 за счет уменьшения категории скважин, обводненных от следов до 1 %, с 79 до 52 скважин.
Также противоречит фактическим данным предположение о возможном перемещении подошвенной воды до центральных скважин. Наличие подошвенной воды по данным БКЗ ни по одной скважине, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, не установлено. Если встать на точку зрения авторов этого предположения, то в скважинах с монолитными нефтенасыщенными песчаниками появление подошвенной воды при полном вскрытии пласта перфорацией сразу же вызвало бы обводнение, прогрессирующее из месяца в месяц, чего мы не имеем на графиках работ скважин.
Анализ диаграмм электрометрии скважин не показал литологической связи между пластами Д-1 и Д-II непосредственно в зоне разработки месторождения, вместе с тем характер изменения пластового давления и наблюдения за уровнями по пьезометрическим скважинам горизонта Д-1 и горизонта Д-II выявляет гидродинамическую связь между этими горизонтами. На последних данных основаны предположения ряда исследователей о наличии такой связи за пределами площади разработки месторождения.
Анализ характера движения уровней по пьезометрическим скважинам в периоды резких увеличений добычи из пласта представляет особый интерес.
В период увеличения отбора на 1400 т/сутки велись тщательные изучения движения уровней по пьезометрам горизонта Д-I скв. 23, 214 и горизонта Д-II скв. 527, 312.
То обстоятельство, что скв. 23, 527 расположены рядом и за внешним контуром нефтеносности, а скв. 312, 214 в центральной части залежи, играет важную роль для выявления характера связи между пластами.
По всем четырем скважинам с 1 января по 1 мая 1957 г. наблюдается рост уровня, причем по пьезометрам пласта Д-II (скв. 312 и 527) наклон кривых более пологий.
Если движения уровня по пьезометрам горизонта Д-I (скв. 23 и 214), расположенным на противоположных участках залежи, имеют совершенно аналогичный характер, то движение уровней по пьезометрам горизонта Д-II (скв. 527 и 312) различно. Это различие заключается в том, что кривая движения уровня скв. 312, расположенной в центре залежи, во времени имеет более пологий подъем, чем кривая изменения уровня скв. 527, расположенной за внешним контуром нефтеносности. Это обстоятельство можно было бы объяснить наличием перетока за пределами зоны разработки площади.
Однако в таком случае мы не должны были ожидать существенных изменений в характере движения уровня по пьезометру скв. 312 в период такого короткого возмущения горизонта Д-1 увеличением отбора на 1400- 1500 т/сутки.
Между тем увеличение отбора из горизонта Д-I сразу сказалось на характере движения уровней пьезометров как горизонта Д-I, так и горизонта Д-II. Уровни во всех этих пьезометрах стали подниматься со значительно меньшими скоростями. Особенно показательно то, что по скв. 312 никакого отставания этого процесса во времени не происходит, т. е. изменение давления в горизонте Д-I немедленно сказывается на характере движения уровня.
Этот факт нельзя объяснить предположением только о наличии литологической связи за пределами разработки месторождения. Поэтому, не отрицая возможности наличия гидравлической связи между пластами Д-I и Д-II, мы допускаем еще возможность передачи давления непосредственно через глинистую перемычку между ними, без перетока жидкости из пласта Д-II в Д-1.
С этой точки зрения особенности движения уровней по скв. 312, 527 легко объясняются.
Для проверки этого предположения необходимо провести соответствующие гидродинамические расчеты.
Выводы
1. Разработка Бавлинского нефтяного месторождения осуществляется с активным поддержанием пластового давления, за счет чего добыто фонтанным способом более 50% всей нефти.
2. Достигнутый в 1954 г. суточный отбор нефти при соответствующем его перераспределении и закачке воды по залежи является нормальным.
3. Обводнение скважин во времени происходит закономерно с различной интенсивностью на разных участках месторождения в связи с неравномерностью подъема ВПК.
4. Обводненность скважин до 1 % никакой опасности для разработки месторождения не представляет. Суточная добыча воды по скважинам, расположенным во внутреннем контуре нефтеносности, не превышает 6 т при отборе по ним свыше 7000 т/сутки. Такое обводнение скважин вполне естественно для условий разработки Бавлинского нефтяного месторождения.
5. Оптимальным уровнем средневзвешенного пластового давления во внутреннем контуре является давление 145-150 ат.
6. При изучении вопроса взаимодействия пластов Д-I и Д-II установлено, что изменения давления, вызванные увеличением отбора из пласта Д-I, немедленно отражаются на пласте Д-II как в зоне разработки, так и за ее пределами.
УНП Татсовнархоза
Рис. 1. График разработки пласта Д-I Бавлинского нефтяного месторождения.
1 - добыча нефти в пластовых условиях, коэффициент усадки 1,4; 2-добыча нефти, полученная за счет закачки воды в пласт Д-I; 3 - добыча нефти, полученная за счет ввода скважин в эксплуатацию.
Рис. 2. Карта поверхности ВНК Бавлинского нефтяного месторождения на 1 мая 1957 г.
1 - первоначальный внешний контур нефтеносности; 2 - первоначальный внутренний контур нефтеносности; 3 - примерный внешний контур нефтеносности на 1 мая 1957 г.; 4 - примерный внутренний контур нефтеносности на 1 мая 1957 г.; 5 - изолинии поверхности ВНК.
Рис. 3. Карта общих отборов и закачки по пласту Д-I Бавлинского нефтяного месторождения по состоянию на 1 января 1957 г.
1 - скважины работающие; 2 - скважины в освоении; 3 - скважины нагнетательные действующие; 4 - скважины, находящиеся в бурении; 5 - скважины, находящиеся в капитальном ремонте; 6 - скважины контрольные и пьезометрические; 7 - скважины ликвидированные и ожидающие ликвидации; 8 - внешний контур нефтеносности начальный; 9 - внешний контур нефтеносности на 1 января 1957 г.; 10- внутренний контур нефтеносности начальный; 11-внутренний контур нефтеносности на 1 января 1957 г.
Рис. 4. Карта изобар Бавлинского нефтяного месторождения по состоянию на 1 июля 1957 г.
Средневзвешенное давление во внутреннем контуре 143,0 ат; средневзвешенное давление в кольцевой зоне 184,1 ат; средневзвешенное давление в контуре нагнетательных скважин 169,2 ат.