Опыт разработки шнурковой залежи пласта Б0 тульского горизонта Покровского месторождения
А. П. Моргунов, Л. М. Демин
Покровское месторождение нефти, расположенное в Куйбышевской области, многопластовое, платформенного типа. Разрабатывается шесть нефтяных залежей, приуроченных к отложениям девона, нижнего и среднего карбона. Своеобразна и интересна залежь нефти в тульском горизонте. Коллектором для нефти служит пласт Б0, представленный мелкозернистым кварцевым песчаником, сцементированным глинистым материалом. Песчаники вклиниваются в глины, расположенные между реперами «N» и «Плита». Залежь относится к типу шнурковых и опоясывает свод Покровской структуры по восточному крылу, а на севере сечет северный купол и поворачивает на северо-запад (рис. 1). Длина залежи 10 км, ширина от 250 до 1300 м. С севера на юг, вдоль ее оси, мощность песчаника сравнительно постоянна и равна 5-10 м. В восточном и западном направлениях песчаники выклиниваются, замещаясь глинами (рис. 2). Пласт залегает согласно на вмещающих породах.
Промышленная нефть удельным весом 0,848 из пласта Б0 впервые была получена в скв. 190 в июле 1955 г. Первоначальное пластовое давление равно 175 ат, давление насыщения - 66 ат, газовый фактор - 39,4 м3/т. Средняя пористость песчаника 20,6%.
Проницаемость сравнительно постоянная: по керну - 0,75 дарси и по промысловым данным - 0,8 дарси, за исключением района скв. 118, 183 и 632, где литологические свойства пласта намного хуже (рис. 3).
Залежь имеет незначительную водяную оторочку на севере в районе скв. 82 и со всех сторон плотно запечатана глинами. Вследствие этого в начальный период разработки нефть добывалась только за счет упругих сил.
С 1955 г. по декабрь 1958 г., т.е. до заводнения пласта Б0 средневзвешенное пластовое давление снизилось до 117,9 ат. При снижении пластового давления в залежи за счет энергии упругих сил было добыто 940 т/ат нефти, или 1222 м3/ат в пластовых условиях.
Из-за быстрого падения пластового давления и угрозы перехода залежи на работу при режиме растворенного газа пришлось приступить к внутриконтурному заводнению. На месторождении заводнение уже проводилось и дополнительных затрат потребовалось мало. Так как песчаник сложен хорошо отсортированным песком с высокой проницаемостью, то вначале считали, что достаточно освоить скв. 82 и 400 на северном и южном окончаниях залежи и запасы нефти будут извлечены в короткий срок и с наибольшей полнотой.
24 декабря 1958 г. под закачку была освоена скв. 82 на севере залежи. С ее освоением под закачку с приемистостью 400 м3/сутки пластовое давление в северной части залежи возросло: в скв. 77 за первые 20 дней закачки со 127 до 159 ат, в скв. 87 за первые 2 месяца со 127,5 до 135,5 ат. В более южных скважинах пластовое давление перераспределялось и закачка воды в скв. 82 не сказалась. Однако средневзвешенное пластовое давление за 9 месяцев 1959 г. возросло со 117,9 до 134,1 ат.
22 сентября 1959 г. на юге залежи была освоена как нагнетательная скв. 400. Перед освоением под нагнетание в скважину был спущен электропогружной насос ЭН-95, и она в течение месяца работала с дебитом безводной нефти 100 т/сутки. Это позволило снизить пластовое давление в районе скважины до 109 ат для улучшения условий закачки воды, а также полнее очистить призабойную зону. Вследствие того, что давление на устье скважины равнялось 20 ат и пласт был полностью нефтеносным, приемистость ее оказалась весьма неравномерной и снижалась от 350 до 100 м3/сутки за 2-3 месяца. С освоением скв. 400 пластовое давление к ноябрю 1959 г. выросло по скв. 430 со 117,1 ат до 134,8 ат и по скв. 190 со 120,9 ат до 135,4 ат. Это позволило перевести на фонтанный cпособ эксплуатации скважины, расположенные на северном и южном окончаниях залежи. Однако в районе скв. 87, 430 и 630 пластовое давление остается равным 120 ат и ниже (120 ат - давление фонтанирования безводной нефтью скважин пласта Б0).
Таким образом, опыт разработки шнурковой залежи пласта Б0 показал, что заводнение залежи нефти через скв. 82 и 400 позволит отбирать из нее фонтанным способом 5% промышленных запасов в год.
Для небольших залежей это незначительный темп разработки. Поэтому было решено освоить под закачку скв. 403. Пробная закачка воды в октябре 1960 г. в скв. 403 при приемистости 200 м3/сутки дала хороший эффект. Пластовые давления по скв. 87 и 630 за 10 дней выросли соответственно на 7 и 11 ат.
В заключение можно отметить, что в настоящее время с пуском под закачку скв. 403 с устойчивой приемистостью 250-300 м3/сутки отбор нефти из пласта Б0 будет увеличен до 13% в год от промышленных запасов. Причем, работать будут не 24 скважины, предусмотренные проектом разработки, а 10-12 скважин, что позволит освоить эту интересную с геологической точки зрения нефтяную залежь быстро, экономично и с максимальной нефтеотдачей.
НПУ Чапаевскнефтъ
Рис. 1. Структурная карта по кровле пласта Б0 тульского горизонта.
Скважины: 1 - эксплуатационные, 2 - нагнетательные, 3 - вскрывшие пласт Б0, 4 - прочие, 5 - границы пласта Б0; 6 - изогипсы по подошве пласта Б2 угленосного горизонта; 7 - изогипсы по кровле пласта Б0.
Рис. 2. Поперечные разрезы по линиям I-I и II-II.
1- окремнелый известняк; - глины; 3 – нефтеносный песчаник.
Рис. 3. Схема пьезопроводности пласта Б0тульского горизонта.
Скважины: 1 - эксплуатационные на пласт Б0; 2 - вскрывшие пласт Б0; 3 - нагнетательные 4 - прочие, 5 - числитель - номер скважины, знаменатель - пьезопроводность, см2/сек, 6 - границы пласта Б0 7 - линии равных значений пьезопроводности.