Нефтеотдача пласта Б2 на месторождениях Зольный овраг и Яблонов овраг
М. М. САДРИСЛАМОВ
Месторождения нефти Зольный овраг и Яблонов овраг расположены на Самарской Луке. Это брахиантиклинальные структуры широтного простирания с крутыми северными и пологими южными крыльями.
Залежь нефти в пласте Б2 угленосного горизонта нижнего карбона на месторождении Зольный овраг начали эксплуатировать с 1944 г. Скважины размещены кольцевыми рядами с расстояниями около 300 м между рядами и скважинами в ряду. Режим залежи водонапорный.
Начальное пластовое давление равнялось 117 ат. К 1949 г. пластовое давление снизилось до 85 ат. В конце 1950 г. было начато законтурное заводнение, после чего давление начало расти и к началу 1957 г. оно достигло на первоначальном контуре 118 ат.
Нагнетание воды в пласт производится через семь скважин, из которых пять расположены на южном, одна на восточном и одна на северном крыльях. Первоначальный водонефтяной раздел находился на отметке минус 1015 м на южном крыле и на отметке минус 1020 м на северном.
До января 1957 г. в пласт закачано 10008743 м3 воды и добыто нефти 9372241 т. Воды добыто 1 207 243 т, что составляет 11,31% от общей добытой жидкости.
Пористость изменяется от 8,3 до 29,30 и в среднем составляет 24,3%. Проницаемость колеблется от 52 до 7400 миллидарси параллельно напластованию и от 117 до 4665 миллидарси перпендикулярно напластованию.
В 1956 г. и в первой половине 1957 г. на нижележащий продуктивный пласт, залегающий в данково-лебедянских слоях, было пробурено 24 скважины, которые прошли пласт Б2 в различных частях. При этом в 17 эксплуатационных скважинах был произведен радиокаротаж с целью выделения нефте- и водонасыщенных интервалов. Разрезы пласта в пределах перечисленных скважин изображены на рис. 1 и 2.
Полученный по этим скважинам материал позволил подробно изучить свойства пласта Б2 и определить его нефтеотдачу.
В восьми скважинах был отобран керн, как из промытых, так и из непромытых участков залежи.
Всестороннее исследование керна позволило установить, что песчаники во многих участках являются битуминозными. Последние в отличие от небитуминозных имеют черный или темно-серый цвет.
Содержание битума различное. На основании количества содержащегося в породах битума можно выделить три типа песчаников: песчаники битуминозные, песчаники частично битуминозные и песчаники небитуминозные.
Битум черного цвета, твердый, в некоторых случаях хрупкий плохо растворяется в органических растворителях.
Основными компонентами битума являются асфальтены и смолы. Битуминозные песчаники встречаются также ниже первоначального водонефтяного раздела (см. рис. 2).
На каротажных диаграммах песчаники, поры которых в основном заняты битумом, отмечаются низкими амплитудами аномалии ПС, высокими удельными сопротивлениями, низкими показаниями на кривых гамма-каротажа и такими же показаниями на кривых нейтронного гамма-каротажа, как песчаники, содержащие только нефть.
В зависимости от количества содержащегося в породах битума геофизическая характеристика частично битуминозных песчаников близка или к битуминозным, или к небитуминозным песчаникам.
Анализ фактического материала показывает, что в то время как последовательное обводнение эксплуатационных скважин происходит с юга на север, первоначальный водонефтяной раздел во многих участках переместился весьма незначительно. Из 29 скважин, пробуренных с начала разработки до 1954 г. в водоплавающей части залежи, водонефтяной раздел был отмечен на высокой отметке (минус 1010 м) лишь в скв. 2, пробуренной в 1950 г. Во всех остальных скважинах положение его не превышает отметки минус 1012,3 м (начальный контур нефтеносности на отметке минус 1015 м).
В восточной водоплавающей зоне залежи в 1952-1954 гг. были пробурены скв. 80, 103, 82, 117, 113 и 106. Несмотря на то, что к этому времени из залежи был извлечен большой объем нефти и в скв. 36, расположенной западнее, пласт обводнился до верхних отметок интервала перфорации, водонефтяной раздел в этом участке оказался на первоначальной глубине. В 1956 г. в скважине 106 было произведено определение водонефтяного раздела методом РК. Было установлено, что раздел неподвижен.
Неподвижное положение водонефтяного раздела в восточной водоплавающей части залежи объясняется тем, что она до 1954 г. не эксплуатировалась ни одной скважиной. Введенные позже в эксплуатацию скв. 82 и 113 не могли оказать большого влияния на подъем контакта, так как они быстро обводнились и первая была вскоре законсервирована.
Кроме того, на многих месторождениях Куйбышевской области изучение свойств нефтенасыщенных интервалов, контактирующих с пластовой водой, показывает, что они в зоне водонефтяного раздела становятся битуминозными часто в значительной степени. Нередко при опробовании таких интервалов, особенно имеющих невысокие удельные сопротивления (выделяемых как бы переходной зоной) и небольшую мощность, получают лишь пластовую воду со следами нефти.
Влияние этих факторов на стабильность водонефтяного раздела наблюдается также и на рассматриваемых месторождениях.
В то время, когда водонефтяной раздел оставался неподвижным во многих участках, в том числе и на южном крыле, в скв. 100, 101 и 111, пробуренных в 1950-1951 гг., было отмечено внедрение воды в среднюю часть пласта на высоких отметках (-999,2, -1101 и -1104,8 м). Таким же образом произошло обводнение пласта в районе скв. 108 и 118, оставив непромытые интервалы значительной мощности в подошве и меньшей мощности вверху.
Изучение фактического материала позволяет утверждать, что вытеснение нефти из пласта происходит не за счет равномерного подъема водонефтяного раздела снизу вверх, а за счет внедрения воды в залежь в ее среднюю часть по значительной мощности пласта, тогда как первоначальный водонефтяной раздел во многих участках остается неподвижным.
Описанный выше характер движения воды можно показать на следующих примерах.
В скв. 150 в сентябре 1956 г. электрокаротажем была установлена полная нефтенасыщенность пласта Б2. 23 октября 1956 г. в скважине был проведен радиокаротаж, установивший обводненность пласта в средней части мощностью 5,5 м. Подобное же явление было отмечено в скв. 100.
Интенсивное вторжение воды в среднюю часть пласта подтверждается также быстрым ростом обводненности эксплуатационных скважин после появления в них воды. Например, в скв. 83 пласт перфорирован в нижней половине. Вода в скважине появилась в августе 1958 г. Обводненность скважины с августа по октябрь месяцы возросла от 22,3 до 41,7%, после чего эксплуатация была прекращена.
Многие скважины, находящиеся в настоящее время в консервации, обводнились таким же образом.
Вследствие того, что вытеснение нефти из пласта происходит избирательно, в основном из средней части, форма обводненного участка часто повторяет форму залегания пласта (см. рис. 2).
Движение воды по наиболее проницаемой части пласта происходит с большим опережением. Остающаяся в менее проницаемых и мало благоприятных для движения воды интервалах нефть вытесняется позже или остается в пласте невытесненной. Изложенное подтверждается тем, что мощность промытых участков в скважинах, расположенных близко от фронта воды, меньше мощности промытых участков в скважинах, расположенных на южном крыле близко к первоначальному внутреннему контуру нефтеносности и обводнившихся намного раньше; следовательно, через них прошел больший объем воды.
Непромытые участки, остающиеся далеко позади фронта воды, состоят или из битуминозных, или частично битуминозных песчаников, содержащих нефть.
Нефть, остающаяся в менее проницаемых зонах, может быть вытеснена позже, однако нефтеотдача их будет неполной.
Можно считать, что в данном случае неравномерность вытеснения нефти обусловлена, по-видимому, высоким темпом отбора жидкости.
Наличие нефте- и битумосодержащих интервалов в верхней и нижней частях пласта почти во всех скважинах, расположенных в обводненной зоне залежи, не позволяет установить точно текущее положение водонефтяного раздела. Поэтому коэффициент нефтеотдачи 0,8, определенный на основании геолого-промысловых данных (методика определения изложена ранее (Капишников А.Л., Садрисламов М.М., Калганов В.И. Определение коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным. Тр. ВНИИ, вып. XXIV. Гостоптехиздат, 1959.)), относится лишь к промытой части залежи, где остаточная нефть находится в основном в виде тонкого слоя и отдельных капель.
Нефтеотдача, определенная по керну из промытой зоны залежи, колеблется от 62,4 до 84,4% и в среднем составляет 78%.
Таким образом, полученные коэффициенты по геолого-промысловым данным и по керну близки между собой.
Необходимо отметить, что коэффициент нефтеотдачи в целом для пласта намного меньше, так как в отдельных участках до 30% и более эффективной мощности пласта занято неподвижной нефтью или битумом.
Залежь пласта Б2 на месторождении Яблонов овраг открыта в 1937 г. и разбурена по треугольной сетке с расстояниями между скважинами 200 м (рис. 3). Залежь эксплуатировалась 17 скважинами. Начальное пластовое давление равнялось 109,25 ат. На 1 января 1957 г. пластовое давление равнялось 80 ат, из пласта отобрано 1 380 650 т нефти и 7 213 700 т воды, т. е. воды извлечено 80% от всей отобранной жидкости.
Первоначальный водонефтяной раздел был определен на отметке минус 932 м.
Текущий водонефтяной раздел является горизонтальным и находится на отметке минус 919м, что устанавливается на основании скв. 67 и 69, пробуренных в 1956 г., и скв. 66, в которой определение водонефтяного раздела было произведено методом РК в августе 1956 г. Более того, почти все скважины (кроме двух), находящиеся в настоящее время в эксплуатации, расположены внутри контура нефтеносности, проведенного на отметке минус 919 м.
Горизонтальное положение текущего водонефтяного раздела и его весьма малая скорость перемещения являются результатом медленного темпа разработки залежи за последние годы.
Коэффициент нефтеотдачи, определенный на основании геолого-промысловых данных для выработанной зоны, равен 0,57.
Анализ причин низкой нефтеотдачи позволил установить, что имеются отдельные участки, не промытые водой.
В западной водоплавающей зоне залежи скв. 61, 63, 64 и 70 был установлен лишь небольшой подъем водонефтяного раздела (1-4 м), который и в настоящее время остается малоподвижным, что объясняется отсутствием здесь эксплуатационных скважин.
Таким образом, здесь до сих пор находится определенное количество промышленных запасов нефти.
Непромытые участки были установлены также в районе скв. 79 и 62 (1956 г.). В первой 50% эффективной мощности занято нефтью, во второй верхние 2 м пласта нефтенасыщены.
Выводы
1. Песчаники пласта Б2 на месторождении Зольный овраг в отдельных участках содержат твердый, труднорастворимый в органических растворителях битум.
2. Первоначальный водонефтяной раздел в отдельных участках в течение продолжительного времени оставался и остается в настоящее время малоподвижным или совершенно неподвижным, что обусловлено ограниченным отбором нефти из водоплавающей зоны залежи и отчасти, по-видимому, битуминозностью.
3. Внедрение воды в залежь и вытеснение нефти в дальнейшем происходили и происходят в настоящее время за счет движения воды по наиболее проницаемой части пласта. Остающаяся в менее проницаемых участках подвижная нефть вытесняется позже, часто с большим опозданием.
4. Неравномерное вытеснение нефти является результатом неоднородности пласта, битуминозности песчаников и. по-видимому, высокого темпа отбора жидкости.
5. Остающиеся далеко от фронта воды непромытые участки содержат битум, битум и нефть или неподвижную нефть.
6. Основной причиной быстрых темпов обводнения скважин является внедрение воды в залежь по наиболее проницаемым пропласткам.
КуйбышевНИИНП
Рис. 1. Блок-диаграмма обводненной зоны залежи пласта Б2 месторождения Зольный овраг.
1 - песчаник нефтенасыщенный, участками битуминозный; 2- песчаник водоносный; 3 - битуминозная порода; 4 - глина; 5 - первоначальный водонефтяной раздел.
Рис. 2. Геологические профили пласта Б2 месторождения Зольный овраг.
1 - песчаник нефте- и битумосодержащий; 2 - песчаник водоносный; 3 - глина; 4 - первоначальный водонефтяной раздел
Рис. 3. Карта водонефтяных разделов пласта Б2 месторождения Яблонов овраг.
1- эксплуатационные скважины, пробуренные на пласт Б2; 2- первоначальный внешний контур нефтеносности; 3 - первоначальный внутренний контур нефтеносности; 4 - текущий контур нефтеносности.