К оглавлению

Некоторые данные о разработке нефтяных залежей нижнего карбона Мухановского месторождения

А.З. ДУБИНИН, П.В. ИВАНОВ

Мухановское нефтяное месторождение находится в восточной части Куйбышевской области и приурочено к антиклинальной складке, расположенной на одной из тектонических линий восточного продолжения Жигулевского вала.

Впервые данные о Мухановской структуре были получены в результате проведенных здесь в 1942 г. электроразведочных работ.

Детальные геологопоисковые работы, в частности структурное бурение, проведенное в 1943-1945 гг., привели к открытию в пермских отложениях брахиантиклинальной складки широтного простирания. Разведочными работами 1945-1946 гг., проведенными трестом Куйбышевнефтеразведка, были открыты газо-нефтяная залежь в Калиновской свите верхнепермских отложений и нефтяная залежь в кунгурском ярусе нижней перми.

В 1946 г. б. трестом Кинельнефть здесь были начаты эксплуатационное бурение и разработка кунгурской нефтяной залежи.

В 1952 г. в глубокой разведочной скважине на Мухановской площади в нижнем карбоне были вскрыты мощные пласты насыщенных нефтью песчаников и получен крупный фонтан высококачественной нефти. Этот фонтан послужил основным толчком для резкого усиления разведочных работ на каменноугольные и девонские отложения не только на Мухановской площади, но и во всем Кинель-Черкасском нефтегазоносном районе.

В результате в сжатые сроки на Мухановской площади были разведаны нефтяные залежи нижнего карбона и в 1954 г. начато эксплуатационное бурение на эти промышленные объекты.

Одновременно велась разведка девонских отложений и проводилось разведочное бурение на карбон и девон на ряде соседних площадей: Дмитриевской, Михайловской, Коханской и др., приведшее к открытию нескольких новых нефтяных залежей в каменноугольных и девонских отложениях.

Остановимся только на данных разработки нефтяных залежей нижнего карбона Мухановской площади, имеющих определенный интерес в связи с их своеобразной характеристикой и довольно значительными размерами.

Нефтяные залежи нижнего карбона Мухановского месторождения приурочены к мощной толще терригенных отложений, нижняя часть которой представлена главным образом глинами и алевролитами, верхняя - в основном песчаниками. Промышленно-нефтеносные горизонты приурочены к верхней пачке, в которой установлено наличие четырех песчаниковых пластов (I, II, III, IV), залегающих в интервале глубин 2040-2200 м.

Продуктивные пласты сложены песчаниками, разделенными между собой небольшими по мощности прослоями глин и глинистых сланцев. Мощность I пласта колеблется в пределах 65-90 м, составляя в среднем 80 м; он подстилается глинистым разделом мощностью в 7-12 м. II продуктивный пласт имеет общую мощность от 8 до 15 м, в среднем 12 м, подстилается глинистым разделом мощностью 3-7 м. III пласт имеет мощность от 7 до 16 м, в среднем 11 м, подстилается глинистым разделом мощностью от 8 до 15 м. IV пласт имеет мощность до 45 м; в изученной части месторождения он расчленен прослоем глины мощностью 2-10 м на два прослоя песчаников, верхний из которых имеет мощность 15 м, нижний - более мощный.

Электрокаротажная характеристика верхней песчаной пачки нижнего карбона изображена на рис. 1.

Складка по угленосному горизонту, так же как по кунгурским и живетским отложениям, представляет собой вытянутую в широтном направлении асимметричную антиклиналь с крутым северным и пологим южным крыльями. При этом в общем плане наблюдается совпадение осевых линий складки от верхнепермских отложений до поверхности кристаллического фундамента включительно, с совершенно незначительной разницей лишь в углах падения крыльев и периклинальных окончаний. Углы падения по угленосному горизонту колеблются на южном крыле от 1° 10' до 3°10', на северном до 6°40' (рис. 2).

I пласт из общей его мощности 65-90 м насыщен нефтью только в верхней части (до 45 м); водо-нефтяной контакт прослеживается на абсолютной отметке -2034 м, тогда как подошва пласта в сводовой части имеет отметку -2038 м. В результате этого залежь нефти подстилается водой.

Во II и III пластах водо-нефтяной контакт прослеживается на отметке -2126 м, при высоте залежей во II пласте 82 м и в III пласте 69 м; залежи типично пластовые, сводовые.

IV пласт имеет отметку водо-нефтяного контакта -2134 м. В нем имеются два прослоя песчаников; верхний из них в сводовой и присводовой частях структуры насыщен нефтью на полную мощность, тогда как нижний только в повышенных частях структуры. Поэтому залежь нефти, приуроченная к нижнему прослою, также подстилается водой.

Нефти этих пластов характеризуются как легкие, маловязкие, с небольшим содержанием смол, со значительным выходом светлых фракций; имеют большое содержание парафина и довольно высокую температуру застывания.

Результаты исследования физических свойств нефтей приведены в таблице.

Попутный газ является жирным; он содержит всего лишь 30-40% метана, удельный вес его по отношению к воздуху близок к единице. Газ I пласта содержит сероводорода до 2,5%, в газе II, III и IV пластов сероводород отсутствует.

Воды Мухановского месторождения относятся к хлоркальциевому типу и характеризуются высокой минерализацией. Удельный вес воды увеличивается с глубиной от 1,18 (кунгурский ярус) до 1,19 (угленосная свита) и до 1,2 (живетский ярус). Первичная соленость вод от кунгурского яруса до I пласта угленосного горизонта включительно равна 95%, но, начиная со II пласта и ниже. (до кристаллического фундамента), наблюдается закономерное уменьшение ее. Характерно также уменьшение содержания сероводорода в воде от 350 мг/кг в кунгурском ярусе до 40 мг/кг в I пласте угленосного горизонта. Ниже по разрезу сероводород в водах отсутствует. Начальные статические уровни воды по законтурным скважинам были близки к уровню мо- ря (45-55 м от устья скважин), а при свабировании динамические уровни ниже 400 м от устья не снижались, что характеризует высокие начальные пластовые давления в нефтяных залежах и подтверждает наличие высокой активности контурных вод.

Запасы нефти в нижнем карбоне от общих его запасов распределялись по пластам следующим образом: I пласт 56,7%, П пласт 16,3%, III пласт 11,9% и IV пласт 15,1 %.

Из приведенной таблицы и других данных, характеризующих нефтяные залежи угленосного горизонта, следует, что физико-химическая характеристика нефтей имеет большое сходство по всем четырем пластам. Высокая проницаемость коллекторов, высокая продуктивность скважин, малая вязкость нефтей в пластовых условиях, высокое начальное пластовое давление и наличие активной пластовой воды создавали благоприятные условия для разработки залежей при упруговодонапорном режиме. В то же время большое сходство физико-химической характеристики нефтей позволяло положительно решить вопрос о совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. В связи с этим при наличии больших запасов нефти в I пласте по отношению к II, III и IV являлось целесообразным разрабатывать I пласт по самостоятельной сетке скважин, а II, III и IV пласты совместно по другой сетке.

Разработка была начата тремя рядами скважин от центра залежей к периклиналям с расстояниями между скважинами 400 м в ряду и 500 м между рядами.

В процессе освоения новых скважин второго объекта по большинству из них в заведомо нефтяной части пласта вместе с нефтью поступала и вода. Проникала она по затрубному пространству (между эксплуатационной колонной и цементным кольцом) вследствие неудачных цементировок скважин.

В связи с массовым явлением неудачных цементировок при бурении скважин на второй объект в апреле 1955 г. в б. Министерстве нефтяной промышленности СССР совместно с работниками б. Объединения Куйбышевнефть и института Гипровостокнефть было принято решение прекратить его разбуривание до разработки методики по вскрытию продуктивных пластов второго объекта и надежной их изоляции.

Для положительного решения этого вопроса было предложено пробурить на второй объект только несколько экспериментальных скважин.

Таким образом, начиная с апреля 1955 г. по 1957 г., разбуривание производилось в основном только I пласта, а по второму объекту в это время велись лишь экспериментальные работы по выработке методики надежной изоляции от прорыва воды.

Разработка I пласта, как уже отмечалось, была начата в 1954 г. На 1 января 1956 г. в эксплуатации находилось 45 фонтанных скважин. Средний процент обводнения нефти не превышал 0,09.

С начала разработки к 1 января 1956 г. средневзвешенное пластовое давление за этот период снизилось только на 3,2 ат. Несомненно, существенную роль играла при этом подошвенная вода, которая могла продвигаться при вполне удовлетворительной проницаемости песчаников в вертикальном направлении. Это в свою очередь давало указание на то, что имеющиеся многочисленные тонкие глинистые прослои в I пласте не являются выдержанными по простиранию.

В результате обобщения первых наблюдений за разработкой пласта становилось очевидным, что: 1) для сохранения длительного, безводного периода фонтанирования скважин надо вскрывать перфорацией пласт не более чем на 35-45% от нефтенасыщенной его части; 2) отсутствие воды в скважинах и весьма медленное снижение пластового давления, даже в начальный период разработки позволяет иметь при полном разбуривании залежи средние дебиты скважин на более высоком уровне и увеличить суммарный суточный отбор нефти по сравнению с уровнем ее, предусмотренным проектом разработки; 3) в ближайшие годы первый объект разработки (I пласт) в поддержании пластового давления не нуждается.

В последующем были получены дополнительные данные, которые подтвердили правильность сделанных выводов.

На 1 января 1958 г. в эксплуатации находилось уже 82 скважины, они работали также фонтанным способом. Средний процент обводнения нефти не превышал 0,5, по-прежнему в основном вследствие неудачных цементировок и прорыва воды по затрубному пространству.

На эту дату средневзвешенное пластовое давление снизилось всего лишь на 9,7 ат от начального (234 ат), что еще раз подтвердило нецелесообразность поддержания пластового давления в этой залежи (рис. 3).

Для получения более веских доказательств активного воздействия подошвенной воды на нефтяную залежь в первой половине 1956 г. в западной части структуры была освоена пьезометрическая скв. 37, в которой перфорировалась только нижняя водонасыщенная часть I пласта; наблюдения показали, что темп снижения уровня ничем не отличается от других пьезометрических скважин пласта, в которых вскрыта только верхняя его часть.

Кроме того, для выяснения вопроса о возможности образования конусов обводнения в том же 1956 г. скв. 62, 99 и 124 были переведены на повышенный отбор нефти; суточные дебиты их доводились до 450 т. Тем не менее каких-либо признаков воды по ним на протяжении длительного периода эксплуатации обнаружено не было, не были также зафиксированы и депрессионные воронки вокруг этих скважин. В настоящее время после извлечения из скв. 62-171,1 тыс. т нефти, из скв. 99-183,8 тыс. т и из скв. 124- 177,1 тыс. т при текущих дебитах свыше 200 т наличия воды или депрессионных воронок также не отмечается.

Характерно, что по отдельным скважинам, вступившим еще в период пробной эксплуатации (2, 3, 19 и др.), суммарные отборы нефти составили от 250 до 350 тыс. т на скважину, тем не менее в них воды, как это видно из рис. 4, нет, а из карты изобар, построенной на 1 января 1958 г. (рис. 5), видно, что депрессия охватывает равномерно всю залежь.

В 1957 г. было начато разбуривание второго объекта разработки; скважины располагались в рядах между скважинами I пласта. Бурение их показало, что плоскость водонефтяного контакта в процессе эксплуатации I пласта находится уже на более повышенных отметках, чем это было в начальный период, т. е. водонефтяной контакт даже на удалении 200 м от стволов скважин I пласта имеет отчетливую тенденцию к подъему.

Отсутствие конусов обводнения при повышенных дебитах скважин и большом суммарном отборе нефти по большинству скважин объясняется хорошей проницаемостью пласта по простиранию и в вертикальном направлении, невысокой вязкостью нефти, большой разностью в плотности нефти и воды в пластовых условиях, а также относительно небольшими интервалами вскрытия перфорацией верхней нефтенасыщенной части пласта.

В призабойных зонах пласта положительную роль, несомненно, играют глинистые пропластки.

По разработке I пласта угленосной свиты можно сделать следующий вывод: при наличии хорошей проницаемости коллектора, хорошей связи залежи с активным водонапорным бассейном, высоких коэффициентах продуктивности, незначительном перепаде давлений при эксплуатации скважин и благоприятном сочетании физических свойств жидкостей в пластовых условиях можно достичь высокой нефтеотдачи пласта при высоких темпах отбора нефти по отношению к запасам без применения по крайней мере в ближайшее десятилетие методов поддержания пластового давления.

Разработка второго эксплуатационного объекта угленосной свиты, аналогично I пласту, была начата также в 1954 г., но, как уже отмечалось, вследствие массового характера неудачных цементировок при бурении скважин на этот объект разбуривание его было вскоре прекращено до разработки соответствующих мероприятий, обеспечивающих надежную изоляцию продуктивных пластов от водоносных.

Наличие воды в скважинах второго объекта и особенно при вскрытии II пласта объяснялось специфическими особенностями строения месторождения. Поступление воды в продуктивные пласты второго объекта происходило в результате прорыва ее из подошвенной (водоносной) части I пласта через маломощные прослои глин, разделяющие их. Эти прослои представлены тонкослоистыми оскольчатыми глинистыми сланцами, обваливающимися в процессе бурения; при этом образуются каверны диаметром, превосходящим зачастую 80-90 см. Поэтому в процессе цементировок водозакрывающих колонн, особенно при применении глинистых растворов с повышенной водоотдачей и высоким напряжением сдвига, в образовавшихся кавернах не получалось плотного контакта цемента с породой; в результате наблюдались прорывы воды из I пласта.

На основании экспериментальных буровых работ, производившихся в 1955-1956 гг., была разработана методика успешного бурения скважин, которая в основных чертах сводится к следующему.

1. При разбуривании продуктивных пластов, начиная с кровли глин, перекрывающих II пласт, применяются максимально высокие скорости проходки и глинистые растворы с небольшой водоотдачей и малым напряжением сдвигу.

2. Ствол скважины (до I пласта) перед цементажем обрабатывается соляной кислотой.

3. При цементаже применяются расширяющиеся цементы.

4. Обеспечиваются высокие скорости подъема цемента по затрубному пространству путем увеличения до шести-восьми одновременно действующих заливочных агрегатов ЦА-300.

Планомерное разбуривание второго объекта было возобновлено в 1957 г., при этом уже было ясно, что для нормальной разработки этого объекта необходима немедленная организация поддержания пластового давления. Процесс поддержания пластового давления был осуществлен методом закачки воды в законтурную часть залежей.

На 1 января 1958 г. в эксплуатации находилось 53 скважины; одновременно производилась закачка воды в количестве 2980 м³/сутки. С начала разработки было закачано 433 тыс. м³ воды. При всем этом средневзвешенное пластовое давление снизилось на 32,1 ат от начального (247 ат).

По первоначальному проекту разработки предусматривалась закачка воды через каждую нагнетательную скважину во все три пласта (II, III и IV) совместно, но практически это осуществить не удалось вследствие различной проницаемости пластов. Так, наиболее легко, без каких-либо дополнительных мероприятий осваивались скважины IV пласта, имеющие наибольшую приемистость (900-1000 м³/сутки на скважину при давлении нагнетания 60-70 ат). Трудно с применением солянокислотных обработок и гидравлических разрывов осваивались скважины, в которых вскрывался только III пласт (суточная приемистость скважины при давлении нагнетания 70-85 ат-250-350 м³). Пока совершенно не получено положительных результатов по освоению скважин под нагнетание воды во II пласт.

В связи со столь различным поведением пластов при освоении нагнетательных скважин пришлось второй эксплуатационный объект расчленить на два объекта для нагнетания воды; в первый из них были выделены II и III пласты, во второй - IV пласт. Соответственно этому закачка воды проектируется через два ряда нагнетательных скважин, один, пробуренный на II и III пласты, и другой – на IV пласт.

В случае получения отрицательных результатов освоения скважин для совместной закачки воды во II и III пласты они могут быть использованы для совместно-раздельной закачки с применением разделяющих пакеров. Это тем более возможно, что на Мухановском месторождении имеется уже опыт, не только по эксплуатации совместно-раздельным способом одной скважиной двух нефтеносных горизонтов, но и по совместно-раздельной закачке воды через одну скважину в два горизонта.

Разбуривание второго эксплуатационного объекта в настоящее время продолжается с одновременным (первоочередным) бурением и освоением нагнетательных скважин и закачкой воды до 4000 м³/сутки в уже освоенные нагнетательные скважины.

При этом в некоторых пьезометрических скважинах наблюдается значительное повышение уровней (скв. 4), а в нефтяных скважинах или стабилизация, или намечающийся рост пластового давления, хотя объем закачанной воды еще очень невелик.

Таковы некоторые данные по разработке нефтяных залежей нижнего карбона Мухановского месторождения.

1-е управление Куйбышевского совнархоза

Таблица

Параметры	Единица измерения	Пласты
		I	II	III	IV
Пластовое давление	кг/см^2	234	244	246	247
Пластовая температура	°С	47	49	50	50,5
Давление насыщения при температуре пласта	ат	50	65,5	60	77
Газовый фактор	м^3/т	37	50	49	68
Усадка нефти	%	9,3	12	11,3	15,2
Объемный коэффициент	-	1,1	1,14	1,13	1,17
Плотность нефти:
а) при пластовых условиях	г/см^3	0,799	0,823	0,823	0,816
б) разгазированной нефти при 20°		0,844	0,869	0,859	0,848
Вязкость нефти при пластовых условиях	сантипуазы	2,71	3,6	3,6	3,5
Вязкость воды при пластовых условиях	-	1,0	0,95	0,95	0,95

Рис. 1. Каротажная диаграмма верхней песчаной пачки нижнего карбона Мухановского месторождения.

1-кривая КС; 2 - кривая ПС.

Рис. 2. Структурная карта по кровле I пласта угленосного горизонта Мухановского месторождения.

1 - контур нефтеносности.

Рис. 3. График разработки I пласта угленосного горизонта.

Рис. 4. Карта суммарных отборов I пласта угленосного горизонта Мухановского нефтяного месторождения (по состоянию на 1 января 1958 г.).

1-скважины фонтанные; 2-скважины, дающие нефть с водой; 3-суммарный отбор нефти; 4- скважины пьезометрические; 5-контур нефтеносности.

Рис. 5. Карта изобар по I пласту угленосного горизонта Мухановского месторождения (по состоянию на 1 января 1958 г.).

1-контур нефтеносности.