К оглавлению

Опыт гидрогеологических исследований при разработке нефтяных месторождений

С. Н. ШАНЬГИН

Интересным примером применения гидрогеологических методов является разработка нефтеносного песчаника Б₂ угленосной свиты нижнего карбона структуры Зольный овраг. Для пласта Б₂ были установлены как общие гидрогеологические закономерности [1], так и особенности площади Зольного оврага, в пластовых условиях которой нефть и вода оказались почти одинаковой вязкости.

Первый нефтяной фонтан из поисковой скв. 1 был получен в декабре 1943 г. Скв. 4 дала второй фонтан в июле 1944 г. и, кроме того, определила положение раздела нефть-вода на отметке минус 1020 м. Разведочная скв. 6 оказалась законтурной. По данным замеров ее статического уровня в октябре 1947 г. пластовое давление определено в 115,4 ат, а к концу 1949 г. в 99 ат.

Суточная добыча к этому времени установилась около 3000 т.

По данным исследования глубинных проб нефти это количество в пластовых условиях соответствует объему около 4500 м³.

Пластовое давление при таком постоянном отборе продолжало существенно снижаться, что по некоторым скважинам вызвало увеличение газового фактора в 2-3 раза. Поэтому было запроектировано законтурное заводнение.

Первоначально предполагалось пробурить по три нагнетательные скважины на южном и северном крыльях и по одной на погружениях структуры, но затем решили ограничиться на северном крыле одной уже пробуренной: скв. 57 и осуществить одностороннюю закачку воды через нагнетательные скважины южного крыла. Обоснованием этого явилось соображение, что удобнее и выгоднее бурить и эксплуатировать скважины на северном крыле - на узкой береговой террасе Волги и в устьях оврагов. Здесь отметка поверхности на 300 м ниже, чем на южном крыле структуры, приуроченном к верховьям оврагов и горному плато Жигулей.

Согласно расчетам, скважины на северном крыле при вытеснении нефти нагнетанием воды с юга в состоянии выбрать почти все промышленные запасы фонтанным способом, не останавливаясь и при большом проценте обводнения.

Схематическая карта разработки (рис. 1) показывает по состоянию на конец 1951 г., что обводнение скважин пласта Б₂ началось с южного крыла.

На графике (рис. 2) наблюдения за уровнем пьезометрических скв. 6 и 37 (с начала законтурного (нагнетания воды в октябре 1950 г. и до конца 1951 г. по месяцам) нанесены кривые среднесуточного отбора с переводом нефти в объемы при условиях пласта и нагнетания воды. (В суточный отбор включена также пластовая вода, добываемая вместе с нефтью в количестве от 4 до 7%,)

Эти кривые показывают, что, несмотря на значительную неравномерность нагнетания и его дефицитность по сравнению с отбором, уровень пьезометрических скважин неуклонно и достаточно равномерно поднимается, свидетельствуя о таком же равномерном восстановлении пластового давления. Резкое увеличение нагнетания в последнем квартале 1951 г. сопровождается значительно более быстрым поднятием уровня пьезометрических скважин.

Из сопоставления этих четырех кривых - отбора, нагнетания и двух пьезометрических, а также карты разработки можно сделать следующие выводы.

В условиях зольненской залежи нефти песчаника Б₂ для поддержания пластового давления при постоянном отборе достаточно нагнетать воды несколько меньше половины объема отбираемой нефти (в пластовых условиях).

Можно с большой уверенностью полагать, что недостаток в балансе нагнетание-отбор компенсируется притоком пластовой воды на достаточно широких участках промысловой площади между нагнетательными скважинами.

Несмотря на значительную неравномерность нагнетания и расположения эксплуатационных скважин, а также на естественную неоднородность пласта, при постоянном отборе продвижение внутреннего контура нефтеносности оказалось достаточно равномерным и направленным с юга на север.

Неравномерность нагнетания также хорошо иллюстрируется табл. 1, показывающей, что из шести скважин основное количество нагнетаемой воды приходится на долю двух скважин - скв. 57 и 75.

Направленность продвижения раздела нефть - вода с юга на север подтверждается табл. 2, в которой приведены сведения по эксплуатации двух скважин северного крыла, фонтанирующих с устойчивым дебитом и без прогрессирующего обводнения, несмотря на то, что к началу 1954 г. было извлечено 66% от промышленных запасов нефти.

На рис. 2 нанесены также результаты замеров пластового давления: глубинным манометром на забое эксплуатационных скважин 15, 7 и 31 при их остановке (Пунктир на кривых давления означает пропуски очередных замеров.).

Как видно из рис. 1, эти скважины расположены довольно равномерно на структуре и по отношению к нагнетательным скважинам, за исключением сив. 31, близко отстоящей от скв. 57. Однако из сопоставления кривой пластового давления скв. 31 со среднесуточной закачкой по скв. 57 видно (см. табл. 1) несоответствие минимума нагнетания в феврале (152 м³/сутки за 7 дней) с депрессионным максимумом в июле, которому соответствует более значительная закачка (366 м³/сутки за 22 дня). Таких несоответствий можно указать несколько. Наиболее существенным является общая для всех трех скважин депрессия, отмечаемая замерами глубинного манометра в июне и июле (и в мае для скв. 7 и 31) и не соответствующая ни показаниям обеих пьезометрических скважин, ни увеличенному количеству нагнетаемой воды в сравнении с предыдущими месяцами по двум ведущим скважинам (см. табл. 1). Вероятно, замеры эти были сделаны манометром, который долго не проверялся. Вообще же, как известно, по классу точности глубинного манометра (до 1-2 ат) изменения пластового давления, фиксируемые им, несравненно грубее, чем показания уровня пьезометрической скважины.

Интересны гидрогеологические исследования в Саратовской области И.К. Зерчанинова [3], дополненные наблюдениями В.А. Попкова и установившие по изменениям уровняв пьезометрических скв. 19, 5 и 10 Гуселской площади влияние пятилетней разработки залежи нефти Соколовой горы, выразившееся в снижении пластового давления на Гуселках на 35 ат и значительном перемещении раздела нефть-вода в направлении к Соколовой горе. Это перемещение рассчитано по формулам, предложенным В.П. Савченко на основании исследованных им гидрогеологических закономерностей [4], и подтверждено электрометрией скважин.

Приведенные материалы достаточно убедительно говорят о важности гидрогеологических исследований при разработке нефтяных месторождений.

Однако по ряду месторождений эти исследования ведутся формально. Состояние пьезометрических скважин проверяется редко. Часто предпочитают состояние пластового давления определять замером глубинного манометра в пьезометрической скважине, а не прослеживанием за изменением ее уровня. Многие скважины оказываются засоренными. Для ряда пьезометрических скважин нет достоверных сведений об удельном весе, о составе жидкости на протяжении ствола скважины, не проверяется температура забоя, хотя эти наблюдения очень важны в условиях нагнетания поверхностной и подрусловой воды, особенно при разрезающем заводнении.

В заключение следует упомянуть, что гидрогеологические исследования имеют не менее важное значение и при поисково-разведочном бурении. К сожалению, большая часть поисково-разведочных скважин, не обнаруживших нефть по керну и электрометрическим исследованиям, забрасывается без спуска обсадных труб. Меньшая часть из них, давшая при испытании воду, исследуется наспех. Как правило, не отбираются пробы растворенного в воде газа, не измеряется температура пласта. А главное, эти скважины и ныне ликвидируются так, что оказываются недоступными для проведения гидрогеологических исследований, вопреки решению бывшего Министерства нефтяной промышленности (февраль 1957 г.), предлагавшего давшие воду разведочные скважины оставлять в пригодном для дальнейших исследований состоянии с применением для этого специальных крышек конструкции В.П. Яковлева (ВНИИ).

ЛИТЕРАТУРА

1. Шаньгин С.Н. Перспективы применения метода поддержания пластового давления в нижнекарбоновых и девонских залежах нефти месторождений Самарской Луки. Сб. «Вторичные методы добычи нефти и методы поддержания пластового давления на промыслах СССР». Гостоптехиздат, 1950.

2. Шаньгин С.Н. и Квиквидзе. Геологические особенности нефтяного месторождения Зольный овраг. Нефт. хоз., № 2, 1946.

3. Зерчанинов И.К. Взаимодействие залежей нефти в процессе разработки. Газовая промышленность, № 3, 1958.

4. Савченко В.П. Определение положения газонефтяного, водонефтяного и газоводяного контактов по данным замеров пластового давления. Газовая промышленность, № 4, 1957.

ТатНИИ

Таблица 1 Среднесуточное нагнетание воды с октября 1950 г. по декабрь 1951 г.

Месяц	Общее количество, м^3	Скв. 57		Скв. 75		Обе скважины, м^3	К общему, %
		м^3	дни	м^3	дни
X	1802	502	20	1300	9	1802	100
XI	2632	725	22	1320	26	2045	78
XII	1575	440	22	847	27	1287	82
1	2285	395	26	1004	30	1399	61
II	1632	152	7	1125	26	1277	78
III	1634	345	19	1240	26	1585	97
IV	1917	250	20	1185	26	1435	75
V	2388	187	29	1600	31	1787	75
VI	2223	304	30	1500	27	1804	81
VII	1825	366	22	1300	27	1666	91
VIII	1775	551	22	1200	25	1751	98
IX	2840	1350	25	1220	29	2570	90
X	4050	1508	27	1895	31	3403	84
XI	4750	1385	28	2360	28	3745	79
XII	5400	1170	31	2460	31	3630	67

Таблица 2 Среднесуточный дебит

Месяц и год	Скв. 4 (эксплуатируемая с июля 1944 г.)				Скв. 31 (эксплуатируемая с апреля 1949 г.)
	диаметр штуцера, мм	нефть, т	вода, т	% воды	диаметр штуцера, мм	нефть, т	вода, т
июль 1949 г.	8,8	80	13,0	14,0	12,3	89	Нет
декабрь 1951 г.	9,0	61	14,8	19,5	12,0	75	-
февраль 1954 г.	8,8	73	17,0	18,9	11,8	87	-

Рис. 1.

Скважины: 1- фонтанные; 2 - насосные; 3 - пьезометрические; 4 - нагнетательные; 5 - обводнившиеся; 6 – изогипсы подошвы Б₂; 7 - внутренний контур нефтеносности.

Рисунок 2