К оглавлению

Анализ разработки продуктивного горизонта Д₁ на Миннибаевской и Абдрахмановской площадях

Ю. К. КУЛЬЧИЦКАЯ, А. Т. ГОРБУНОВ, М. И. КОРОЛЬ

Миннибаевская и Абдрахмановская площади являются наиболее высокопродуктивными нефтеносными площадями Ромашкинского месторождения. Отбор нефти на обеих названных площадях производится с 1950 г. и до закачки воды в пласт производился в основном из разведочных и позднее из небольшого числа эксплуатационных скважин. Закачка воды в пласт была начата в 1954 г.

В настоящее время эти площади находятся в плановой разработке, осуществляемой по утвержденным проектам. Здесь в основном закончено бурение эксплуатационных рядов скважин, пробурены и введены в действие внешние нагнетательные ряды скважин. Состояние пластового давления по годам в зависимости от динамики отбора нефти и закачки воды можно видеть на приводимых графиках (рис. 1-2).

Как видно из графиков, к моменту закачки воды в пласт как на той, так и на другой площади пластовое давление в залежи значительно снизилось в сравнении с первоначальным, равным 175 ат. Это было вызвано тем, что закачка воды в сравнении с временем начала отбора нефти запоздала на 4 года.

Влияние закачиваемой в пласт воды не сразу сказалось на величине пластового давления. В зоне отбора, как это видно из графика (см. рис. 1), рост пластового давления отмечается со второй половины 1955 г., а в целом по площади несколько раньше - со второго квартала 1955 г.

Дефицит в закачке воды по Миннибаевской площади в размере 0,134 млн. м³, запаздывание осуществления процесса нагнетания воды и малые объемы закачиваемой воды обусловили низкую величину пластового давления в зоне отбора, которая на 1/1 1958 г. составляла всего 129 ат, несмотря на то, что закачка осуществляется в течение 3-3,5 лет. Низкая величина пластового давления объясняется также и удаленностью существующего нагнетательного ряда от зоны отбора. В результате перечисленных причин в центре площади образовалась большая депрессионная воронка, очерчиваемая изобарой 125 ат. Эта зона пониженных пластовых давлений захватывает в восточной, северной и частично западной частях почти все три эксплуатационных ряда скважин.

Таким образом, основная часть скважин работает уже в условиях, при которых величина пластового давления снижена до расчетной величины давления фонтанирования. Это положение не могло не отразиться на производительности скважин. Дебиты скважин в районе распространения депрессионной воронки упали, и по этой причине часть из них перевели на механизированный способ добычи.

На Абдрахмановской площади наблюдается та же картина. Закачка воды здесь начата также спустя 4 года после того, как начался отбор нефти. В результате этого в 1956 г. произошло резкое снижение пластового давления (см. рис. 2). Пластовое давление в зоне отбора упало в сравнении с начальным на 46 ат и составляло по данным карты изобар на 1/1 1958 г. 128-129 ат. Влияние закачиваемой в пласт воды начало сказываться на величине пластового давления в начале 1957 г. Рост пластового давления в зоне отбора отразился на динамике среднесуточных дебитов скважин. Если в 1956 г. среднесуточный дебит скважин снизился до 35 т/сутки, то в начале 1957 г. он стабилизировался на этом уровне, а затем начал медленно расти и к концу года достиг 50 т/сутки.

Дефицит в закачке воды на Абдрахмановской площади намного больше, чем на Миннибаевской, и выражается цифрой 2 800 000 м³ (см. рис. 2). По тем же причинам, которые указаны для Миннибаевской площади, на Абдрахмановской площади наблюдается снижение пластового давления в зоне отбора, где образовалась большая депрессионная воронка с давлением 120-125 ат.

Низкая величина пластового давления привела к массовой остановке скважин (на 1/Х 1957 г. фонд простаивающих скважин достиг 70).

Детальный анализ разработки рассматриваемых площадей и проведенные гидродинамические расчеты показали, что для улучшения условий разработки горизонта Д_I необходимо увеличить объем закачиваемой в пласт воды с тем, чтобы поднять величину пластового давления в зоне отбора. Закачку воды при этом надо производить во все нагнетательные скважины для выравнивания продвижения искусственного контура нефтеносности и пластового давления. Кроме того, в 1958 г. на рассматриваемых площадях будет организовано дополнительное нагнетание воды на Абдрахмановской площади в осевой центральный ряд и на Миннибаевской - в центральный кольцевой ряд.

Начальные условия закачки воды во внешние разрезающие ряды значительно отличаются от тех, при которых она будет организована в центральные части Миннибаевской и Абдрахмановской площадей. К моменту закачки воды в пласт в 1954 г. пластовое давление на линии нагнетания на Миннибаевской и Абдрахмановской площадях составляло 165 ат. Как видно из приведенной цифры, пластовое давление в зоне закачки было высоким. Это потребовало для осуществления ее приложить дополнительное давление на устье нагнетательных скважин порядка 80-100 ат.

Нагнетаемая вода максимально продвинулась по данным ориентировочных расчетов и фактических данных на Миннибаевской площади в районе эксплуатационной скв. 85 на 585 м и в районе скв. 46 на 500 м. При этом скорость продвижения воды при обнаружения ее в названных скважинах (закачивается пресная вода) соответственно составляет 76 и 97 см/сутки. Совсем в других условиях будет протекать закачка воды в центральные нагнетательные ряды на Миннибаевской и Абдрахмановской площадях.

Во-первых, в центральных частях площадей за счет отбора жидкости из эксплуатационных рядов пластовое давление значительно снизилось и составило на 1/1 1958 г. 128-129 ат. Таким образом, пластовое давление в центральных частях Миннибаевской и Абдрахмановской площадей, где будет производиться закачка, ниже, чем пластовое давление (к моменту закачки) во внешних нагнетательных рядах, на 36-37 ат.

Во-вторых, суммарный годовой объем закачки воды на 1958 г., предусматриваемый с целью поднятия величины пластового давления в зоне отбора для внешних и центральных рядов каждой из названных площадей, определен в 16 млн. м³. Годовой же объем закачки за 1957 г. составлял для Миннибаевской площади всего 6 514 950 м³ и для Абдрахмановской 6 655 700 м³.

В-третьих, центральная часть нефтяной залежи на этих площадях в отношении коллекторских свойств представлена лучше, чем периферийная, величина нефтенасыщения и проницаемости выше. В указанных условиях нагнетаемая в зоны пониженных пластовых давлений вода при наличии пластов с хорошей проницаемостью не встретит больших сопротивлений на пути своего продвижения. При этом вода будет перемещаться в сторону меньших пластовых давлений, т. е. по направлению к эксплуатационным рядам скважин. Эти условия закачки могут создать большие скорости продвижения воды по пластам, и если не будут приняты соответствующие меры, то третий эксплуатационный ряд скважин (ближайший к центральному нагнетательному) может быть обводнен закачиваемой водой. Если при этом еще не будет соблюдаться условие равномерности закачки воды по всему периметру нагнетания или по крайней мере она не будет равномерно распределена по его длине, то, возможно, нефтяная залежь будет разрезана на отдельные блоки, что значительно осложнит условия дальнейшей разработки.

Как показали гидродинамические расчеты, все площади Ромашкинского месторождения, выделенные в самостоятельные объекты разработки, влияют друг на друга. Влияние это выражается в снижении пластового давления на той или другой площади в зависимости от величины отбора жидкости на соседних площадях. На нефтеносных площадях Ромашкинского месторождения, где нефть отбирается, а закачка воды еще не организована, создадутся тяжелые условия разработки за счет значительного снижения пластового давления. Это можно видеть на примере Восточно-Сулеевской площади, где в результате отбора жидкости из пробуренных скважин пластовое давление снижено настолько, что имеет место массовая остановка скважин. Учитывая опыт Восточно-Сулеевской площади, можно сделать вывод, что закачку воды надо начинать раньше отбора нефти с тем расчетом, чтобы создать нормальные условия разработки для той или иной части нефтяной залежи горизонта Д_I. Исправить условия разработки, создаваемые запаздыванием закачки воды, намного сложнее, чем предусмотреть ее своевременное применение в начальной стадии разработки на той или иной площади. В связи с этим встает вопрос о порядке разбуривания остальных площадей Ромашкинского месторождения.

Более рациональным является окончание в первую очередь бурения на центральных площадях, уже находящихся в разработке. Здесь необходимо закончить бурение центральных нагнетательных рядов и уплотнение внешних разрезающих, а также дополнительных эксплуатационных рядов. На площадях, прилегающих к центральным, бурение следует начинать с нагнетательных рядов и организовать в них закачку воды. При этих условиях к моменту разбуривания площади по проекту пластовое давление на ней будет поднято и условия разработки данного участка залежи облегчатся.

Известно, что разработка нефтяной залежи горизонта Д_I на Ромашкинском месторождении осуществляется с применением внутриконтурного разрезания. Опыта в данном методе нет ни у нас, ни за рубежом, поэтому необходимо изучать все детали осуществляемой разработки на Миннибаевской, Абдрахмановской и Павловской площадях с тем, чтобы, располагая опытом их разработки, более рационально осуществить ее на остальных площадях Ромашкинского месторождения. Следовательно, названные площади должны стать хорошей школой в разрешении сложных вопросов разработки такого большого по размерам месторождения, каким является Ромашкинское. Для этой цели на центральных площадях необходимо расширить в 1958 г. комплекс промыслово-исследовательских работ и отбор керна из бурящихся скважин, так как имеется ряд вопросов, связанных с разработкой горизонта Д_I разрешение которых нуждается в промысловых исследованиях.

Одним из таких вопросов является взаимодействие разрабатываемого горизонта Д_I и лежащего ниже по разрезу водоносного Д_II, гидродинамическая связь которых подтверждается данными исследования пьезометрических скважин. Необходимо также в центральных частях Миннибаевской и Абдрахмановской площадей, где в 1958 г. будет проводиться закачка воды, иметь более полные данные об основных параметрах разрабатываемого горизонта Д_I: пористости, проницаемости, нефтенасыщенной мощности и т. д. Для решения этих вопросов отбор керна необходимо заранее планировать так, чтобы вся разбуриваемая часть площади была более или менее равномерно охвачена исследованием. Керн следует отбирать как из продуктивной части разреза горизонта Д_I так и в интервале залегания глинистого раздела между горизонтами Д_I и Д_II. Керновый материал необходим для определения проницаемости глинистого раздела, зная которую можно будет произвести расчет перетока жидкости из одного горизонта в другой. Чтобы ответить на вопрос, велико или мало количество перетекаемой жидкости, нужно провести промысловые исследования пластового давления в пьезометрических скважинах на горизонты Д_I и Д_II. Располагая данными кернового материала и пьезометрических скважин, можно будет рассчитать размеры перетока жидкости и затем сделать выводы о том, в какой степени этот переток может отразиться на разработке горизонта Д_I.

Дальнейшая разработка нефтяной залежи на центральных площадях должна проводиться при осуществлении всестороннего контроля за горизонтом Д_I. Контролировать нужно места возможных перетоков жидкости при помощи замеров пластового давления в пьезометрических скважинах на горизонты Д_I и Д_II.

Продвижение нагнетаемой воды по пластам должно прослеживаться в контрольных скважинах. Распределение пластового давления по площади можно анализировать по данным промысловых замеров пластового давления по картам изобар.

Важным элементом контроля разработки является взаимодействие разрабатываемых площадей, сопряженных по периметру разрезания.

В процессе дальнейшей разработки нефтяной залежи горизонта Д_I необходимо учитывать также и обводненность добываемой нефти. При рассмотрении опыта разработки Туймазинского месторождения, в частности пласта Д_II, можно видеть, что если в начальный период разработки месторождения процент воды в добываемой продукции увеличивается незначительно, то позднее он резко возрастает. Это увеличение количества воды зависит от ряда причин: от системы разработки, состояния изоляционных работ и т. д. В настоящее время на Миннибаевской и Абдрахмановской площадях средний процент обводненности составляет 0,6-0,8. Однако уже сейчас есть скважины, где вода составляет 10%. Из-за отсутствия деэмульсационных установок эти скважины останавливаются. Учитывая обводненность скважин и то, что количество воды в добываемой нефти в ближайшее время будет расти, следует предусмотреть строительство деэмульсационных установок на промыслах.

ТатНИИ

Рис. 1. Миннибаевская площадь.

1 -среднесуточный отбор по площади; 2- среднесуточная закачка воды; 3 -накопленный отбор жидкости в пластовых условиях; 4-накопленная закачка воды; 5 -пластовое давление внутри контура в ат; 6 -пластовое давление в зоне отбора в ат.

Рис. 2. Абдрахмановская площадь.

1 -среднесуточный отбор по площади; 2-среднесуточная закачка воды; 3 -накопленный отбор жидкости в пластовых условиях; 4 - накопленная закачка воды; 5-пластовое давление, внутри контура в ат; 6-пластовое давление в зоне отбора в ат.