К оглавлению

Опыт разработки месторождений нефти Краснодарского края с поддержанием пластового давления (В различных геологических условиях.)

И.М. Живица, В.С. Колбиков

Около пятнадцати лет прошло с тех пор, как в системах разработки некоторых кубанских нефтяных месторождений начали применять искусственное поддержание пластового давления.

На заливообразных нефтяных залежах Хадыженской группы (Асфальтовая Гора, Широкая Балка, Кура-Цице и др.) в 1947-1948 гг. были успешно внедрены газовая и воздушная репрессии. С 1954 г. с открытием ряда крупных месторождений (Ключевое, Ново- Дмитриевское, Ахтырско-Бугундырское и Анастасиевско-Троицкое) к западу от указанной выше группы залежей поддержание пластового давления получило еще более широкое применение. На этих месторождениях преимущественно осваивались методы заводнения с использованием в качестве агентов заводнения артезианских и в некоторых случаях пластовых вод.

На первом этапе были большие трудности в освоении нагнетательных скважин на приемистость из-за сложного геологического строения объектов заводнения.

Эта сложность, как показывают результаты геофизических, физико-петрографических и гидродинамических исследований, заключается в том, что большинство продуктивных разрезов представлено часто чередующимися системами пластов (пропластков) алевролитов и глин с сильно колеблющейся мощностью.

В подобных геологических условиях успех освоения нагнетательных скважин полностью зависел от правильного выбора и применения определенных технологических мероприятий.

Практика показала, что основная роль в выборе мероприятий, необходимых для обеспечения начальной или для поддержания текущей максимальной приемистости нагнетательных скважин, принадлежит промысловым опытным работам, которые осуществлялись не только в различных геологических условиях (в пределах одной или нескольких залежей), но и на различных скважинах, новых или имеющих продолжительный «стаж» закачки. Таким образом были определены и апробированы наиболее эффективные технологические мероприятия, из которых положительно оценены глино-кислотная обработка призабойных зон нагнетательных скважин, находящихся в стадии освоения или в процессе закачки вообще; гидравлический разрыв пластов с закреплением или без закрепления трещин разрыва в зависимости от особенностей геологического строения объектов заводнения; промывка скважин солянокислотными «цепочками» и кислотная подкачка в процессе общей закачки воды; предварительная отработка (свабирование) для скважин, пробуренных и предназначенных для нагнетания воды и некоторые другие мероприятия.

Соляно- и глино-кислотная обработки применялись для увеличения проницаемости пород в призабойной зоне скважин. Глинокислота содержит (в процентах к объему 10-12-процентного раствора соляной кислоты) 1- 3% фтористоводородной кислоты; 1,0- 1,5% уксусной кислоты и 0,2-0,25% поверхностно-активных веществ. Технология метода обработки аналогична широко известной соляно-кислотной обработке.

Промывка скважин соляно-кислотной «цепочкой» ведется для очистки стенок насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны, а также поверхности пласта в призабойной зоне от солей (главным образом железа), накопившихся в процессе закачки. Для этого в насосно-компрессорные трубы закачивают 2-3 порции по 0,5-1,0 м³ 10-12-процентного раствора соляной кислоты с добавлением 1-2-процентной уксусной кислоты. Между порциями кислоты закачивается 3-4 м³ воды с вытеснением в затрубное пространство и вымыванием на поверхность.

Гидравлические разрывы пластов, как правило, проводились с учетом геолого-технических условий месторождений.

При бурении нагнетательных скважин особое внимание уделялось вскрытию продуктивных пластов перфорацией.

В случае переслаивания коллекторов глинами важно проводить выборочную перфорацию, вскрывая только проницаемые разности.

Для оценки результатов применения отмеченных мероприятий в конкретных геологических условиях и эффекта от внедренных процессов поддержания пластового давления в общей технологии разработки ниже дан краткий анализ разработки группы основных нефтяных залежей Краснодарского края.

Нефтяная залежь 1-го горизонта майкопских отложений Ключевого месторождения

На рисунке (а) изображены структурные особенности и дана схема размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин. К югу и северу от контура нефтеносности продуктивный горизонт ограничен литологическим выклиниванием песков на расстоянии соответственно 3-3,5 км и 8-10 км. Продуктивный горизонт представлен чередованием пропластков алевролитов, песков и глин. Коллекторы выдержаны по площади (средняя эффективная мощность 8 м), но имеют сравнительно низкую проницаемость (около 40 миллидарси). Залежь нефти по всему периметру, исключая узкую полосу на западе, подпирается контурными водами с отметкой ВНК -2030 м и начальным пластовым давлением 235 ат.

Горизонт начали эксплуатировать с середины 1951 г. [2].

В течение первых трех лет эксплуатации среднесуточный отбор жидкости из пласта был доведен до 600 т/сутки, пластовое давление в залежи снизилось до 202 ат (при давлении насыщения нефти газом 190 ат). В результате этого в центральной, наиболее приподнятой части месторождения образовалась зона относительно пониженного давления с предпосылками развития в ней режима растворенного газа [3]. При дальнейшей эксплуатации залежи выявилась необходимость поддержания пластового давления.

К концу 1955 г. на месторождении было внедрено законтурное заводнение, суммарная закачка воды доведена до 1000-1400 м³/сутки (1957 г.) через 14 нагнетательных скважин.

При низкой проницаемости коллекторов широко применяли гидравлические разрывы пласта.

В результате закачки воды в пласт в залежи перестала расширяться зона развития режима растворенного газа и был достигнут постоянный уровень пластового давления [3].

За время разработки залежи с поддержанием пластового давления при помощи заводнения дополнительно добывается около 35% общей годовой добычи нефти.

Себестоимость тонны дополнительно добытой нефти не превышает средней себестоимости тонны нефти по управлению Краснодарнефть и составляет 37,2 руб. (в старых ценах).

Нефтяная залежь кумского горизонта Ново-Дмитриевского месторождения

Ново-Дмитриевское месторождение расположено в Калужской зоне погребенных антиклинальных складок, осложняющих южный борт Западно-Кубанского прогиба [6, 7].

Месторождение состоит из группы нефтяных и газонефтяных залежей, относящихся к различным стратиграфическим комплексам - Майкопу, кумскому горизонту, ильской свите фораминиферовых отложений и зыбзенской свите верхнего палеоцена.

Залежь нефти в кумском горизонте многопластовая и состоит из большого количества элементарных залежей.

Общая мощность горизонта в пределах распространения залежи меняется от 115 до 30 м, а суммарная мощность нефтесодержащих коллекторов - от 40 до 5 м.

Залежь приурочена к брахиантиклиналыюй складке и подпирается контурной водой. Отметки контура нефтеносности на структуре колеблются, особенно по северному тектонически наиболее нарушенному крылу структуры (см. рисунок, б).

Этаж нефтеносности (от начального положения контура нефтеносности -2720 м) составляет около 400 м.

По тектоническим и фациальным особенностям отложения кумского горизонта представляют собой гидродинамически замкнутый бассейн с относительно низкой проницаемостью коллекторов (40-15 миллидарси е нефтяной и единицы миллидарси в законтурной частях). Границы бассейна (тектоническое экранирование на западе и фациальное замещение коллекторов глинами в остальных трех направлениях) удалены от залежи на 2-4 км.

Начальное пластовое давление было аномально высоким и составляло 370 ат на отметке ВНК -2720 м, тогда как давление насыщения нефти газом колебалось от 240 до 218 ат.

Нефть (Характеристика нефти дана в пластовых условиях.) кумского горизонта легкая (удельный вес 0,666 г/см³), с низкой вязкостью (0,35 сантипуаза) и сильно газонасыщена (150-260 м³/т).

В начальный период эксплуатации (1954-1955 гг.), когда была разбурена в основном приконтурная, наиболее мощная часть залежи, был установлен высокий среднесуточный отбор нефти с депрессиями на забоях скважин более 30 ат. Это привело к тому, что в местах расположения эксплуатационных скважин пластовое давление резко упало. На северном крыле, где проницаемость пород горизонта наиболее низкая (15-20 миллидарси), началось локальное развитие режима растворенного газа [4].

Таким образом, продолжать дальнейшую эксплуатацию залежи на заданном уровне добычи без применения методов поддержания пластового давления стало трудно.

При тонко чередующемся залегании коллекторов с низкой проницаемостью рекомендовалось проводить комбинированное, двухстороннее заводнение по оси складки и по линии водо-нефтяного контура. Односторонним приконтурным заводнением практически почти невозможно обеспечить работу внутренних рядов эксплуатационных скважин.

Применив осевое и приконтурное заводнения, завершили эксплуатационное разбуривание залежи по схеме, показанной на рисунке, б.

Комбинированный метод заводнения, использованный на Ново-Дмитриевском месторождении, является первым опытом в технологии разработки нефтяных месторождений на Кубани.

Выше отмечалось, что нефтяная залежь кумского горизонта представлена сложной, низкопроницаемой системой пластов. Нагнетательные скважины в зависимости от их расположения на структуре имеют различную приемистость; наиболее производительные, с приемистостью от 150 до 200 м³/сутки, расположены вдоль оси и на южном крыле складки в приконтурной области залежи, т.е. там, где пласты наиболее выдержаны, имеют максимальную мощность и содержат лучше отсортированные пески. Приконтурные и особенно законтурные скважины на северном крыле имеют значительно меньшую приемистость (20-40 м³/сутки), чем скважины других частей залежи.

При освоении нагнетательных скважин на приемистость применялись промывка соляно-кислотной «цепочкой», свабирование, соляно-кислотная обработка, глино-кислотная обработка призабойных зон скважин и периодическое создание повышенного давления нагнетания в общем процессе закачки.

Наиболее эффективны два последних метода: они повышают приемистость нагнетательных скважин в данных геологических условиях.

Особое значение имеют методы освоения нагнетательных скважин, расположенных в пределах нефтяной залежи по продольной оси структуры. Учитывая, что этот ряд должен играть роль разрезающей галереи, после бурения нагнетательных скважин проводилась предварительная их эксплуатация, т.е. дренирование пласта. После продолжительного (до года и более) интенсивного дренирования скважины через одну постепенно перевели под закачку.

В кумский горизонт закачивается до 80% суммарного среднесуточного отбора жидкости.

В результате технико-экономических расчетов выявлена эффективность заводнения.

Нефтяные залежи Анастасиевско-Троицкого месторождения

Рассмотрим нефтяные залежи V и VI горизонтов мэотиса. В отличие от IV горизонта, где располагается мощная газонефтяная залежь, они характеризуются чередованием прослоев песка, песчаника, алевролита и глин. Глинистые и песчано-алевролитовые пески нечетко выдержаны по площади и образуют продуктивные горизонты с линзовидными глинистыми пропластками и переменной эффективной мощностью по площади. В западном и юго-западном направлениях наблюдается полное фациальное замещение коллекторов глинами (см. рисунок, в). Нефтеносная часть V горизонта в плане почти полностью налагается на продуктивную площадь VI горизонта, и образуется два совмещенных самостоятельных объекта эксплуатации. В присводовой части V горизонта выявлена небольшая газовая шапка с этажом газоносности 3 м.

Характеристика залежей и их нефтей приводится ниже.

Горизонты	Отметка ВНК, м	Этаж нефтеносности, м	Удельный вес нефти, г/см^3	Вязкость нефти, сантипуазы	Средняя эффективная мощность нефтенасыщенных пород, м
V	-1669	129	0,865	4,2	7,3
VI	-1676	106	0,832	2,8	6,0

Геолого-промысловыми исследованиями установлена резкая изменчивость коллекторской характеристики пород при переходе от нефте- к водонасыщенной области единого гидродинамического бассейна. Нефтенасыщенные коллекторы V и VI горизонтов имеют проницаемость 335-290 миллидарси, а в законтурной водяной области она уменьшается до 8-10 миллидарси.

Резкое ухудшение коллекторских свойств пород законтурной части месторождения привело к тому, что с момента ввода его в эксплуатацию (1955 г.) при незначительном суммарном отборе нефти из залежи (около 60 тыс. т) давление в зоне дренирования стало заметно снижаться. В этих условиях, при незначительном запасе начального пластового давления (170 ат) над давлением насыщения (150 ат), возникла необходимость проведения мероприятий по поддержанию пластового давления.

Нефтяные залежи разрабатываются смешанной системой вскрытия пластов скважинами, индивидуальной и совместной (см. рисунок, в). Поддержание пластового давления, начатое с конца 1958 г., осуществляется тем же методом, что и на Ново-Дмитриевском месторождении (комбинированное заводнение). Агентом заводнения служит смешанная вода, артезианская и пластовая.

При освоении нагнетательных скважин проводились глино-кислотная обработка, частично просто кислотная обработка и гидроразрывы пластов. Средняя приемистость нагнетательных скважин достигала 70-100 м³/сутки (VI горизонт), 105 м³/сутки (VI + V горизонты) и 200-300 м³/сутки (V горизонт) при давлении закачки 100-110 ат.

При резких остановках нагнетательных скважин интенсивно образовывались пробки. Пробкообразование не происходит при плавной остановке. Как показал анализ [5], с заводнением V и VI горизонтов происходит стабилизация пластового давления при сохранении постоянного объема среднесуточной добычи.

Выше были рассмотрены особенности эксплуатации трех месторождений, на которых процессы заводнения для поддержания пластового давления внедрялись на ранней стадии разработки.

Не менее интересен опыт разработки Ахтырско-Бугундырского месторождения, но мы его не разбираем, потому что, во-первых, проводимые на нем процессы заводнения и газовой репрессии нефтяных залежей носят характер не поддержания пластового давления, а скорее вторичных методов эксплуатации и, во-вторых, особенности разработки этого месторождения были описаны ранее.

В заключение следует подчеркнуть, что поддержание пластового давления в нефтяных залежах Краснодарского края приобрело ведущее значение в технологии разработки и остается пока одним из основных факторов, обеспечивающих заданный уровень добычи нефти, с ожидаемыми максимальными пределами конечной нефтеотдачи пластов. Освоены и успешно внедряются методы заводнения в различных геологических условиях (низкая проницаемость коллекторов, частое переслаивание тонких пропластков коллекторов и глин, плохая выдержанность коллекторов по площади заводняемого объекта). Широко применяются методы комбинированного двухстороннего заводнения залежей.

ЛИТЕРАТУРА

1. Крылов А.П. Основные принципы разработки нефтяных месторождений в СССР. IV Международный нефтяной конгресс. Гостоптехиздат, 1956.

2. Kopoтков С.T. Составление технологической схемы разработки Ключевого месторождения. Фонды КФ ВНИИНефть, 1959.

3.Зверев Ф.П. Анализ разработки I и II горизонтов майкопской свиты Ключевого месторождения. Фонды КФ ВНИИНефть, 1956.

4. Колбиков В.С. Анализ разработки кумского горизонта Ново-Дмитриевского месторождения. Фонды КФ ВНИИНефть, 1956.

5. Васильева Л.И. Анализ разработки V-VI горизонтов Троицкого нефтяного месторождения. Фонды КФ ВНИИНефть, 1958.

6. Шарданов А.Н., Живица И. М. Об условиях формирования залежей нефти в третичных отложениях южного борта Азово-Кубанского прогиба. Материалы дискуссии (8-12 мая 1957 г.). Гостоптехиздат, 1959.

7. Живица И.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Горячеключевского района Краснодарского края. Диссертация, 1953.

КФ В НИИНефтъ

Рисунок Карты разработки нефтяных месторождений

а - Ключевое. Скважины: 1 - эксплуатационные, 2 - нагнетательные; 3 - внешний контур нефтеносности.

б - Ново-Дмитриевское (условные обозначения те же, что и для а).

в - Анастасиевско-Троицкое. Эксплуатационные скважины: 1 - V горизонта, 2 - VI горизонта, 3 - вскрывшие совместно V и VI горизонты. Нагнетательные скважины: 4 - вскрывшие совместно V и VI горизонты, 5 - V горизонта. Внешние контуры нефтеносности: 6 - V горизонта, 7 - VI горизонта; 8 - контур газовой шапки V горизонта. Линии литологического выклинивания: 9 - V горизонта, 10 - VI горизонта.