К оглавлению

Итоги барьерно-площадного заводнения Калиновского газо-нефтяного месторождения

Г. Б. Выжигин, В. Б. Черепанов

Калиновское газо-нефтяное месторождение расположено на востоке Куйбышевской области и является одним из старейших месторождений Волго-Уральской области. Стратиграфический разрез его представлен отложениями пермской, каменноугольной и девонской систем. Продуктивна Калиновская свита верхнепермских отложений.

Месторождение приурочено к асимметричной антиклинальной складке широтного простирания, представляющей одно из структурных поднятий Большекинельской дислокации. Длина структуры 20 км, ширина от 6,5 до 9,5 км. Южное крыло относительно крутое с углами падения от 1 до 6°, северное пологое с углами падения, редко превышающими 1°. Основная площадь складки занята газовой шапкой. Нефтяная залежь приурочена только к южному, наиболее крутому крылу складки в виде узкой оторочки. Газонефтяной контакт расположен на отметке -170 м, водо-нефтяной имел наклон с севера на юг от отметки -170 до -194 м.

Продуктивный горизонт калиновской свиты представлен трещиноватыми доломитами с пористостью от 3 до 34% и проницаемостью от долей миллидарси до 100 и более. Средняя эффективная мощность его 11,7 м.

Химический и минералогический состав продуктивного горизонта однороден. По керну установлена сильная трещиноватость коллекторов, подтвержденная первоначальными дебитами и распространением флуоресцина по пласту (рис. 1). Калиновское газо-нефтяное месторождение вступило в разработку в 1940 г. без поддержания пластового давления в условиях режима растворенного газа. Разбуривание месторождения велось в 1940-1946 гг. по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 260 м и с последующим уплотнением до 150 м. Всего эксплуатировалось 321 скважина.

Большинство скважин, расположенных в зонах, где развита трещиноватость, вначале фонтанировали, но в связи со значительными отборами начали быстро обводняться; обводненность выросла с 37,8% в 1948 г. до 72,4% в 1953 г. Средний газовый фактор в ходе разработки неуклонно увеличивался и к 1948 г. составил 448 м³/т, а в 1953 г. 864 м³/т в основном за счет прорыва газа из газовой шапки. Пластовое давление закономерно снижалось (с 1948 по 1953 г. оно упало с 15,8 до 6 ат).

В 1950 г. для восстановления пластового давления в свод Калиновского месторождения начали нагнетать природный газ. Нагнетание производилось 5 лет, было закачано 441 791 тыс. м³ газа. Однако в связи с применением с 1947 г. форсированного отбора жидкости пластовое давление не возросло. И дальнейшая закачка природного газа была прекращена.

В итоге разработки месторождения к 1954 г. было извлечено 3202,8 тыс. т нефти, 2190,3 тыс. т воды и 2815,8 млн. м³ газа; пластовое давление в нефтяной залежи упало до 2-3 ат против первоначального 27,5 ат; резко увеличился газовый фактор по скважинам за счет прорыва газа из газовой шапки.

В конце 1954 г. для предотвращения прорыва газа из газовой шапки и восстановления пластового давления начали опытные работы по барьерному заводнению в центральной части нефтяной залежи (рис. 2). Воду в пласт нагнетали через 20 эксплуатационных скважин, расположенных в виде полукольца, охватывающего с трех сторон опытный участок. Внутри участка заводнения в сентябре 1954 г. эксплуатировались 52 скважины с суммарным дебитом жидкости 3197 т в месяц (нефти 1212 т, воды 1985 т) и газа 448 383 м³. В 1955-1956 гг. барьерное заводнение участка было преобразовано в барьерно-площадное, для чего внутри участка заводнения были использованы в качестве нагнетательных эксплуатационные скв. 273, 293, 450 и 484, расположенные в самой зоне развитой трещиноватости или в непосредственной близости от нее.

В итоге заводнения с ноября 1954 г. по март 1957 г. включительно в пласт было закачано 457 812 м³ воды, в результате чего средневзвешенное пластовое давление на этом участке выросло до 7,2 ат, в то время как отбор из залежи за тот же период составил 273 905 м³ жидкости. Давление росло неравномерно, в зонах сильной и средней трещиноватости в скв. 485, 474 и 477 оно составляло соответственно 7,8, 10,8 и 6,6 ат, а в скв. 448 и 449, находящихся в зоне слабой трещиноватости, - лишь 4,3 и 4 ат. Более высокий рост пластового давления также отмечен в скважинах, расположенных вблизи зон развитой трещиноватости (7 ат в скв. 434 и 7,4 ат в скв. 444).

Среднемесячный газовый фактор по опытному участку за указанный период снизился с 350 до 150 м³/т, в то время как по остальной части месторождения он вырос с 1332,7 до 3178 м³/т.

На 1 апреля 1957 г. из 54 действующих эксплуатационных скважин внутри участка заводнения добывалось жидкости 3705 т в месяц (нефти 519 т, воды 3186 т) и газа 80 865 м³.

Обводненность добываемой жидкости значительно возросла в большинстве эксплуатационных скважин, расположенных в зонах развитой трещиноватости (скв. 236, 304, 430, 443, 467 и 494), при этом добываемая пластовая вода опреснялась через несколько месяцев после начала заводнения, что бесспорно свидетельствует о прорыве нагнетаемой воды к забоям скважин.

Например, скв. 304 после длительного простоя незадолго до начала заводнения была введена в эксплуатацию с дебитом 1 т нефти в сутки. После солянокислотной обработки дебит почти безводной нефти возрос до 10,5 т/сутки и скважина устойчиво работала более 2 месяцев. Однако через 40-45 дней после начала заводнения скважина полностью обводнилась.

В скважинах, расположенных в зонах слаборазвитой трещиноватости (например, скв. 331, 310, 435, 447, 479 и др.), обводнения не отмечалось.

Нагнетание воды в пласт 1 апреля 1957 г. было прекращено, так как первая задача, поставленная перед барьерно-площадным заводнением, - предотвратить прорыв газа из газовой шапки - была выполнена, а сколько-нибудь значительного повышения пластового давления не произошло, и вместе с тем закачиваемая вода прорвалась к забоям многих скважин.

В 1958 г. в результате отбора 20759 м жидкости пластовое давление вновь упало до 3,7 ат.

С июня 1958 г. для определения конечной нефтеотдачи пласта на опытном участке возобновили нагнетание воды через 19 инжекционных скважин при одновременной консервации всего действующего фонда. За год пластовое давление повысилось до 5 ат, при этом объем закачки составил 289 378 м³ воды. Для получения окончательных результатов были опробованы скважины, которые по степени трещиноватости пород делятся на три группы (табл. 1).

Часть скважин опробовалась тартанием для понижения уровня жидкости до интервала перфорации продуктивного пласта, после чего прослеживали восстановление уровня до статического, предварительно отобрав желонкой пробы жидкости из интервала перфорации. Были получены следующие результаты (табл. 2).

Одновременно в пробную эксплуатацию в июле 1959 г. ввели скв. 303, 311, 421, из которых первая расположена в зоне средней трещиноватости, а две другие - в зоне малой трещиноватости. Результаты эксплуатации этих скважин приведены в табл. 3.

Начальные геологические запасы нефти на опытном участке составляли 1379 тыс. т, в том числе на участках малой трещиноватости 233,9 тыс. т. Извлечено 417,7 тыс. т, в частности из зон малой трещиноватости 55,5 тыс. т. Таким образом, коэффициент нефтеотдачи по опытному участку составляет 0,3, в том числе по зонам малой трещиноватости 0,23.

Однако подсчеты извлекаемых запасов по скважинам, расположенным в зонах малой трещиноватости, показывают, что из пласта еще может быть получено около 25 тыс. т нефти, что позволит довести коэффициент нефтеотдачи опытного участка в целом до 0,32, а по зонам: малой трещиноватости до 0,34.

Таким образом, низкий коэффициент нефтеотдачи по Калиновскому газонефтяному месторождению объясняется высокими отборами жидкости из пласта в условиях разработки месторождения при забойных давлениях значительно ниже давления насыщения; запоздалым применением методов поддержания пластового давления и, наконец, неудачным выбором нагнетательных скважин, расположенных в зонах развитой трещиноватости (скв. 273, 338, 368, 411, 548) или в непосредственной близости от них (скв. 219, 293, 366, 412, 413, 416, 442, 450, 483, 484, 533, 571, 603), что привело к быстрому прорыву вод к забоям эксплуатационных скважин без ощутимых изменений коэффициента нефтеотдачи.

Правильность последнего положения подтверждают данные эксплуатации скв. 311 и 421 (см. табл. 3) и опробования скв. 330, 436, 473 (см. табл. 2), к забоям которых, несмотря на непосредственную близость нагнетательных скв. 416, 542, 551, 557, 582, 611, 619, 450 и 484, не прорвались нагнетаемые воды, а две первые до сих пор эксплуатируются со сравнительно невысоким процентом обводненности.

Следовательно, если бы нагнетательные скважины были размещены в зонах слабой трещиноватости, можно было бы ожидать более равномерное продвижение нагнетаемой воды и получение более высокого коэффициента нефтеотдачи.

На основании изложенного выше можно сделать следующие выводы.

1. На газо-нефтяных месторождениях проведение барьерного заводнения позволяет изолировать газовую шапку от нефтяной части залежи и может быть рекомендовано как метод борьбы с прорывом газа к забоям эксплуатационных скважин.

2. При выборе метода поддержания пластового давления на месторождениях с карбонатными коллекторами важно знать характер трещиноватости нефтяного коллектора. По-нашему мнению, на месторождениях с широкоразвитой трещиноватостью предпочтительно поддерживать пластовое давление путем закачки газа в пласт, осуществляя разработку залежи при пластовом давлении, превышающем давление насыщения. На месторождениях же с распространением трещин преимущественно закрытого типа более эффективно и экономично проводить заводнение, размещая нагнетательные скважины в зонах слаборазвитой трещиноватости. При этом необходимо осуществлять постоянный и тщательный контроль за продвижением нагнетаемой воды, не допускать катастрофических прорывов воды к забоям эксплуатационных скважин, ограничивая на отдельных участках темпы закачки воды для равномерного вытеснения нефти к забоям скважин.

Нефтепромысел № 1 НПУ Кинельнефтъ

Таблица 1

Группа	Степень трещиноватости	№ скважины	Начальный дебит, т/сутки	Способ эксплуатации	Сроки появления флюоресцина, сутки	Год консервации	Обводнение на дату консервации, %
I	Наибольшая	278	8,4	Глубинно-насосный	7	1950	83,2
		432	41,0	Фонтанный	3	1949	33,6
		474	37,0	»	5	1954	27,5
		477	3,2	Глубинно-насосный	7	1957	27,0
II	Средняя	297	5,4	Фонтанный	Не обнаружено	1955	61,8
		418	4,0	Глубинно-насосный	То же	1957	93,7
		445	2,0	То же	»	1957	38,2
III	Малая	330	1,4	»	»	1957	95,6
		436	3,5	»	»	1957	36,8
		473	3,1	»	»	1957	38,8
		311	5,1	»	»	1957	12,7
		303	6,9	»	»	1957	61,8
		421	3,5	»	- »	1957	73,8

Таблица 2

№ скважины	Время восстановления уровня, часы	Содержание воды, %	Плотность жидкости, г/см^3
278	48	100	1,055
432	36	85	1,045
474	48	100	1,01
477	96	100	1,05
297	96	70	1,138
418	96	60	1,02
445	48	90	1,02
330	>96	40	1,09
436	>96	25	1,01
473	>96	20	1,045

Таблица 3

№ скважины	Добыто с июля 1959 г. по апрель 1960 г.			Плотность воды, г/см^3	Примечание
	нефти, т	воды, м^3	газа, м^3
311	314,5	44,5	7239	1,120	Скважина эксплуатируется
421	228,2	339,8	2325	1,020	То же
303	28,8	67,2	3024	1,030	Скважина обводнялась в августе 1959 г.

Рис. 1. Карта распределения флуоресцина

Скважины: 1 - действующие, 2 - инжекционные, 3 - бездействующие. Расположение флуоресцина после закачки: 4 - в скв. 338, 5 – в скв. 368.

Рис. 2. Участок заводнения Калиновского месторождения.

Скважины: 1 - действующие, 2 - законсервированные, з - инжекционные, 4 - инжекционные, действующие с июня 1958 г., 5 - опробованные глубинным насосом, 6 - то же тартанием.