О предварительных результатах разработки Яблоневского месторождения
М. В. МАКАРЕНКО, В. Д. ВИКТОРИН, Е. С. ВОСТРИКОВ, П. Е. ПЧЕЛИНЦЕВ, Б. М. ШЕВЧЕНКО
Нефтяные пласты (I, II) кунгурского яруса Яблоневского месторождения Куйбышевской области представлены пористыми и микротрещиноватыми доломитами мощностью соответственно 7 и 9,6 м, залегающими на глубине 520-600 м (рис. 1). Установлены следующие особенности нефтяных залежей.
1. Очень слабая гидродинамическая связь залежей с законтурными и подошвенными водами, обусловленная неоднородной и низкой проницаемостью карбонатного коллектора и его запечатанностью вторичным кальцитом на контакте нефть - вода.
2. Зональная и слоистая неоднородность коллекторов по проницаемости, обусловленная литологической изменчивостью пород и их частичной засульфаченностью, окремнением и кальцитизацией. Проницаемость I пласта колеблется от 10 до 100 миллидарси, проницаемость II пласта составляет всего лишь 10-20 миллидарси. Проницаемость периферийных участков, как правило, пониженная.
3. Отсутствие открытой ориентированной тектонической трещиноватости и наличие густой сетки дезориентированных микротрещин.
4. Нефти в обоих пластах легкие, парафинистые, с удельным весом 0,846 (на поверхности). Вязкость пластовой нефти при температуре 22° С равна 2,6 спз. Начальный газовый фактор 50 м3/т.
Разработка месторождения начата в 1948 г. Проектами разработки, составленными для различных частей месторождения, предусматривались коэффициенты нефтеотдачи: 0,35 для разработки с поддержанием пластового давления путем закачки в пласты газа и 0,30 для разработки при режиме растворенного газа. Фактически к 1960 г. коэффициент нефтеотдачи достигал 0,16, а конечный расчетный - 0,20.
Низкий коэффициент нефтеотдачи объясняется недостаточной эффективностью способа разработки месторождения, вызванного особенностями его геологического строения.
Из-за запечатанности залежей нефти I и II пластов от нижних и контурных пластовых вод, с 1948 по 1960 г. месторождение разрабатывалось при режиме растворенного газа, и положение внешнего контура нефтеносности в течение этого периода не изменялось.
В связи с резким ухудшением проницаемости пластов от свода к периферии в первую очередь разбуривались сводовые участки куполов, а приконтурные зоны, содержащие значительные запасы нефти, остались неразбуренными. Отдельные купола были разбурены неравномерной редкой сеткой скважин.
На оба нефтяных пласта проведена одна сетка скважин для совместной эксплуатации, однако перфорацию пластов проводили не одновременно, чем и объясняется их различная выработанность. Консервация ряда скважин с высоким газовым фактором за счет эксплуатации ранее вскрытого и, следовательно, более выработанного I пласта привела к искусственному образованию неравномерной сетки по II пласту (рис. 2).
Анализ различных методов искусственного воздействия на пласты показал, что кислотные обработки и гидравлический разрыв пластов существенно увеличивают темпы добычи нефти, но непосредственно не влияют на нефтеотдачу [2]. Эффективность гидравлического разрыва пластов тем выше, чем реже сетка скважин. По I пласту 200-метровая сетка скважин может быть разрежена до 350-метровой с почти неизменным (за счет разрыва) темпом добычи нефти. По более неоднородному и менее проницаемому II пласту влияние редкого и неравномерного расположения скважин не устраняется даже при многообъемных и многократных гидравлических разрывах.
Закачка в пласты газа при текущем состоянии разработки (пластовое давление снизилось с 56 до 8 am, а газовый фактор вырос с 50 до 250-350 м3/т) оказалась неэффективной, так как закачиваемый газ прорвался к эксплуатационным скважинам.
Внутриконтурное и центральное заводнение [3] увеличивает нефтеотдачу в целом по опытному куполу от 0,23 до 0,35, при этом запасы нефти неразбуренной приконтурной зоны не извлекаются. В то же время конечная фактическая нефтеотдача центральной разбуренной площади участка заводнения достигла 0,60.
В связи с такими особенностями проект доразработки Яблоневского месторождения, составленный в 1960 г. НПУ Кинельнефть совместно с институтом Гипровостокнефть, предусматривает внутриконтурное, осевое или центральное заводнение (в зависимости от особенностей разработки каждого купола) всего месторождения с совместно-раздельной или раздельной закачкой воды в I и II пласты, а также бурение 9 скважин для выравнивания редкой неравномерной сетки скважин на северном куполе. Коэффициент нефтеотдачи в целом по месторождению должен увеличиться с 0,20 до 0,35, а по отдельным куполам - до 0,60.
Выводы и рекомендации, сделанные при анализе разработки и в проекте доразработки Яблоневского месторождения, можно использовать при проектировании разработки и доразработки аналогичных месторождений.
В связи с изложенным следует остановиться на статье Г.Б. Выжигина [1], в которой автор в результате недостаточного изучения фактического материала приходит к неправильным выводам о состоянии разработки Яблоневского месторождения и о методе подсчета запасов нефти в карбонатных коллекторах. Он рассматривает зависимость коэффициентов нефтеотдачи от различных методов подсчета запасов нефти и совершенно не анализирует влияния на нефтеотдачу системы разработки месторождения и особенностей его геологического строения.
В результате автор делает неправильные выводы, что низкие фактические коэффициенты нефтеотдачи по Яблоневскому и «по большинству подобных месторождений» вызваны не особенностями их разработки, а завышением геологических запасов нефти при расчете их объемным методом, и что поэтому «подсчет геологических запасов нефти в карбонатных коллекторах при режиме растворенного газа наиболее целесообразно производить методом материальных балансов».
В подтверждение своих выводов автор ссылается на несоответствие запасов нефти, подсчитанных в 1953 г. институтом Гипровостокнефть и в 1959 г. НПУ Кинельнефть. Действительная же причина этого расхождения заключается в переоценке нефтеносных площадей и эффективных нефтенасыщепных мощностей.
По расчетам Г.Б. Выжигина текущая нефтеотдача к началу 1960 г. достигла 24% и ожидается ее увеличение до 32%.
Ошибка в подсчете коэффициента нефтеотдачи связана с неправильным определением запасов нефти методом материальных балансов. Известно, что подсчет запасов этим методом основан на существовании зависимости между отбором флюидов из пласта и состоянием среднего пластового давления: чем выше принимаемое для расчетов пластовое давление, тем выше запасы нефти, рассчитанные методом материальных балансов.
В карбонатных коллекторах, неоднородных по площади залежей и по разрезу, определить среднее пластовое давление трудно, особенно в период пробной непродолжительной эксплуатации незначительного числа пробуренных скважин.
Даже в процессе разработки месторождения не всегда удается правильно определить среднее пластовое давление. Редкая и неравномерная сетка скважин, одновременная эксплуатация одной сеткой скважин двух или нескольких пластов с разными коллекторскими свойствами, слабая разбуренность приконтурных зон - все это приводит к образованию в пластах больших целиков нефти, изолированных от разрабатываемых зон и имеющих значительно более высокие пластовые давления.
При уплотнении и выравнивании сетки разработки в 1957 г. оказалось, что пластовое давление в новых скважинах, пробуренных между старыми скважинами, значительно выше. На западном куполе в старых скв. 219, 33 и 212 пластовое давление составляло, соответственно: 28, 26,7; 29,1 атм (в среднем 27,8 атм), а в новых скв. 636; 645, 652, 627, 634, 635, 642 и 641 давления равнялись, соответственно: 41,9; 39; 32; 41,8; 34,4; 39,4; 34,9 и 30,7 атм (в среднем 36,7 атм), т. е. среднее давление в новых скважинах на 8,9 атм выше, чем в старых.
Еще более резкая разница в давлениях установлена по северному куполу, где давления в старых скв. 77, 226 и 203, соответственно, составляли: 20,3; 15,6 и 24,4 атм (в среднем 19,6 am), а в новых скв. 589, 609, 590, 596, 601 и 598 - соответственно, 37,3; 41,4; 3; 42; 38,9 и 40,2 атм; Среднее давление во II пласте по новым скважинам оказалось на 21,4 am выше, чем по старым, и составило 41 атм.
На этом же куполе в конце 1960 г. была пробурена скв. 708. Среднее пластовое давление в соседней простаивающей скв. 203 равно 17,3 атм, давление же в скв. 708 составляет 35 атм, т. е. в 2 раза выше.
Таким образом, первоначально одинаковые давления в I и II пластах в процессе разработки месторождения стали различными и распределились по площади залежей крайне неравномерно. Замеряемые по имеющимся скважинам пластовые давления не отражают подлинной картины среднего пластового давления и значительно ниже его.
Очевидно, запасы нефти, подсчитанные Г.Б. Выжигиным, являются той частью общих запасов, которые наиболее эффективно затронуты разработкой и для которых определено среднее пластовое давление.
ВЫВОДЫ
1. При вскрытии карбонатного пласта редкой и неравномерной сеткой скважин пластовые давления в них не отражают действительного среднего пластового давления по всей залежи из-за неоднородности карбонатного коллектора.
2. Метод материальных балансов целесообразно применять при анализе разработки месторождений с карбонатными коллекторами для оценки эффективности охвата залежей разработкой.
3. Для разработки месторождений с карбонатными коллекторами при режиме растворенного газа, приводящем к снижению проектной нефтеотдачи, наиболее характерны неравномерное размещение скважин на сводовых участках, слабая разбуренность приконтурных зон и вскрытие разнородных пластов одной сеткой скважин.
4. Применение методов интенсификации иногда значительно сглаживает эффект неравномерного и редкого размещения скважин, но полностью не устраняет этот недостаток.
5. Система внутриконтурного заводнения карбонатных коллекторов, применяемая при конечной стадии разработки, позволяет в 2-3 раза увеличить нефтеотдачу центральных участков, охваченных заводнением, но при этом в пласте остаются запасы нефти приконтурной зоны, если последняя не вскрывается новыми скважинами.
ЛИТЕРАТУРА
1. Выжигин Г.Б. Предварительные результаты разработки Яблоневского месторождения. Новости нефт. техн. (Нефтепромысловое дело), № 10, 1960.
2. Вострикова Е.С., Викторин В.Д. Опыт проведения гидравлических разрывов пласта на промыслах «Кинельнефть». ЦБТИ Куйбышевского совнархоза, 1960.
3. Макаренко М. В. Заводнение Яблоневского месторождения. Нефтяник, № 8, 1957.
НПУ Кинельнефть
Рис. 1. Геологический разрез продуктивной части кунгурского яруса Яблоневского месторождения по линии АВ.
1 - плотные непродуктивные пласты; 2 - доломиты нефтенасыщенные; 3 - доломиты водонасыщенные; 4 - подошва залежи.
Рис. 2. Структурная карта Яблоневского месторождения по кровле I продуктивного пласта кунгурского яруса.
Скважины: 1 - эксплуатирующие пласт I; 2 - эксплуатирующие пласты I и II совместно; 3 -нагнетательные (по проекту доразработки) на I и II пласты совместно; 4 - нагнетательные (по проекту доразработки) на I пласт; 5 - пробуренные для выравнивания сетки разработки; 6 - в консервации; 7 - ликвидированные; 8- эксплуатирующие II пласт; 9 - внешний контур нефтеносности I пласта; 10 - внешний контур нефтеносности II пласта; 11-изогипсы по кровле I пласта кунгурского яруса.