К оглавлению

Опыт форсированной разработки пласта Д_II Константиновского месторождения

Г.П. ОВАНЕСОВ, П.И. ВИТУГИН, Е.П. ЕФРЕМОВ

В журнале «Геология нефти» № 11 за 1957 г. был освещен опыт начального периода форсированной разработки пласта Д_II Константиновского месторождения. В настоящей статье описывается последующий этап разработки этого месторождения.

Месторождение открыто в декабре 1950 г. разведочной скв. 5, в которой при опробовании песчаников пласта Д_II был получен фонтан нефти с дебитом свыше 250 т/сутки. Дальнейшими разведочными работами установлена промышленная нефтеносность песчаников девона - пласты Д_I и Д_IV, а также песчаников угленосного горизонта нижнего карбона.

Пласт Д_II представлен мелкозернистыми, слабо сцементированными, хорошо проницаемыми песчаниками мощностью от 4 до 27 м (средняя 19,5 м). Максимальная мощность его приурочена к сводовой части структуры; в северо-восточном и южном направлениях она уменьшается. Размер залежи по внешнему контуру нефтеносности 4,7 X 2,7 км. Ниже приведены полученные в результате анализов керна данные о песчаниках и нефти пласта Д_II.

Коэффициент пористости	0,190-0,194
Проницаемость, миллидарси	225-280
Удельный вес нефти в пластовых условиях	0,782
То же в поверхностных условиях	0,833
Начальное пластовое давление, ат	176
Газовый фактор, м^3/т	62,4
Вязкость нефти, сп	1,7
Давление насыщения, ат	90,5
Режим залежи	Упруго-водонапорный
Коэффициент нефтенасыщения	0,9
Расчетный коэффициент нефтеотдачи	0,65

По технологическому проекту разработки, составленному УфНИИ, разбуривание пласта Д_II предусматривалось тремя рядами скважин с применением законтурного заводнения.

Внешние ряды скважин располагались параллельно внутреннему контуру нефтеносности в 400 -250 м от него; расстояние между скважинами 400 -500 м. Внутренний ряд скважин проходит вдоль оси залежи с расстояниями между скважинами в ряду 450-500 м. Начальная плотность сетки по внутреннему контуру нефтеносности 21 га на скважину, по внешнему - 52 га на скважину. Из-за асимметричности складки на южном крыле расположены два ряда скважин, а на северном один.

Закачку воды намечалось осуществлять через шесть нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 500-600 м от него (рис. 1).

В первый этап разработки, соответствующий периоду перемещения внутреннего контура нефтеносности до первого ряда скважин, на первые шесть лет был запланирован отбор нефти в 1120 т/сутки с последующим увеличением его до конца десятого года разработки до 1160 m/сутки, при одновременном суточном нагнетании 1785 м³ воды с учетом ухода 15% ее за контур нефтеносности. Общий срок разработки пласта Д_II запроектирован на 24,5 года.

Промышленное разбуривание залежи пласта Д_IIзакончено в 1955 г. Закачка воды начата в апреле 1954 г. К этому моменту суммарный отбор нефти из пласта составил 465 тыс. т и воды 5 тыс. т или 651 тыс. м³ жидкости в пластовых условиях. В результате отбора пластовое давление снизилось со 176 до 147 ат. Для равномерного стягивания контуров нефтеносности и регулирования процесса заводнения вода нагнеталась через девять нагнетательных скважин, а не через шесть, как планировалось, для обеспечения круговой закачки. Последняя была осуществлена в первом квартале 1955 г. в объеме 4350 м³/сутки, что значительно превышало отбор жидкости в пластовых условиях.

После осуществления круговой закачки воды, несмотря на значительное увеличение отборов из пласта, удалось стабилизировать, а в некоторых частях залежи даже повысить пластовое давление. В результате интенсивной закачки среднесуточная добыча нефти по состоянию на 1 апреля 1955 г. составила 1800 т против проектной добычи в 1120 т.

В связи с хорошими коллекторскими свойствами пласта, небольшими размерами залежи, наличием круговой закачки воды и повышением пластового давления был поставлен и решен положительно вопрос о целесообразности еще более интенсивной разработки пласта Д_II. С марта 1955 г. залежь разрабатывается на форсированном режиме. За время разработки с повышенными отборами в течение 6,5 лет добыто нефти примерно на 180% больше, чем было запроектировано. Среднесуточная добыча за этот период удерживалась в среднем на уровне 2030-2140 т и превышала проектную почти в 2 раза.

Хорошо организованный контроль за процессом разработки обеспечил равномерное стягивание контуров нефтеносности; языков обводнения и конусов не наблюдалось. Однако водонефтяной контакт на северном, крутом крыле в районе скв. 290, 293 и других поднимается значительно интенсивнее, чем на южном, пологом крыле с широкой водоплавающей частью, что связано с высокими текущими и суммарными отборами, близостью контура нефтеносности, большими объемами закачиваемой воды и меньшими запасами нефти в этой части залежи. На южном, пологом крыле с широкой водоплавающей частью, ВНК поднимается значительно медленнее. По состоянию на 1 октября 1961 г. наивысшее положение ВНК отмечается на северном крыле на отметках минус 1515 - 1516 м, на южном минус 1532 - 1536 м (первоначальное положение ВНК минус 1550-1552 м).

С продвижением контуров нефтеносности увеличилась обводненность добываемой нефти. Средняя обводненность в целом по залежи достигла 9,4%. С обводненностью в пределах до 10% работает девять скважин, в пределах от 10 до 20% - шесть скважин и выше 20% -10 скважин. Краевые скв. 50, 180 и 239 северного крыла обводнились на 100% и были остановлены. Взамен введены в эксплуатацию скв. 163, 319, 251 и 459 путем возврата их с пласта Д_IV.

Снижение добычи нефти из-за роста обводненности скважин вызвало в первое время необходимость перераспределения отборов между скважинами, а затем проведение ряда мероприятий для удержания добычи на достигнутом уровне (производство ремонтно-изоляционных работ, возврат скважин, улучшение работы действующего фонда и т. п.). Кроме того, в 1958-1959 гг. на пласт Д_II углублены малодебитные скв. 240, 231 и 220 пласта Д_I из которых получены высокие дебиты нефти. Низкое положение текущего ВНК пласта Д_II в углубленной скв. 240 на отметке ниже -1547 м (подъем ВНК за время разработки составил всего 1 -2 м) и незначительная обводненность краевых скважин указывали на то, что широкая водоплавающая часть залежи южного крыла вырабатывается очень медленно.

Для интенсификации выработки этой части залежи были пробурены скв. 509, 506 и 281, которые доказали отставание разработки неразбуренной водонефтяной зоны, что видно из приведенного профиля (рис. 2). В скв. 509 и 506 ВНК при помощи кривых БКЗ был отбит на отметках соответственно -1549 и -1547 м. В скв. 5 ВНК к этому времени поднялся до отметки -1534 м (скважина давала 5% воды при отметке нижнего отверстия перфорации -1534,7 м) и из залежи было отобрано нефти 3104799 т, в том числе из южного крыла 1897232 т. Объем закачанной воды по нагнетательным скважинам в южной части залежи составил 2 350 595 м³, а в целом по залежи 5007825 м³.

Учитывая отставание в выработке запасов широкой водоплавающей части залежи, можно сделать вывод о необходимости разбуривания ее хотя бы по более редкой сетке. По состоянию на 1 октября 1961 г. пласт Д_II эксплуатировался 32 скважинами. Текущая плотность сетки составляет 35,8 га по начальному внешнему и 14,9 га на скважину по внутреннему контуру нефтеносности. Круговая закачка воды производится через девять скважин с суммарной закачкой 3420 м³/сутки и превышает отбор в пластовых условиях на 18%. Всего закачано 9913 тыс. м³ воды, или 111,3% к отбору. Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора составляет 146,8 ат и вполне обеспечивает высокие дебиты и фонтанирование скважин.

Из 28 действующих скважин фонтанирует 14, из которых добывается 84,5% всей добываемой нефти. Средний дебит фонтанной скважины равен 133 т/сутки, насосной 25 т/сутки. Без воды работают три скважины.

С начала разработки добыто 5993,5 тыс. т нефти, что составляет 55,3% от начальных извлекаемых(10 843 тыс. т) и 35,9% от балансовых запасов (16 681 тыс. т).

Запасы пересчитаны и утверждены ГКЗ по состоянию на 1 января 1960 г. после полного разбуривания залежи. При этом за счет бурения дополнительных скважин параметры пласта были определены точнее и извлекаемые запасы нефти увеличились по сравнению с первоначально подсчитанными в 1956 г. по данным бурения 14 скважин на 2366 тыс. т. Текущие отборы от начальных запасов составляют 6,6% и от текущих - 13,2%. Оставшиеся балансовые запасы нефти велики и позволяют продолжать разработку пласта Д_II при высоких темпах отбора.

Нами была ориентировочно рассчитана добыча нефти до конца разработки пласта и составлен график разработки (рис. 3). Из графика видно, что проектные запасы будут выработаны в 1966 г., т.е. за 11 лет против 24,5 лет по проекту. В 1975 г., т.е. за 21 год, коэффициент нефтеизвлечения от пересчитанных балансовых запасов будет равен 0,65, а в 1980 г. - 0,68. В случае рентабельности разработку можно продолжать и дальше.

Опыт шестилетней форсированной разработки пласта Д_II Константиновского месторождения позволяет сделать следующие выводы.

1. Залежи нефти, приуроченные к литологически выдержанным по площади нефтеносности и обладающим хорошими коллекторскими свойствами мощным песчаникам, можно и нужно разрабатывать форсированным способом с круговой закачкой воды в законтурную часть, обеспечивающей высокий и устойчивый уровень пластового давления.

2. Форсированная разработка обеспечивает выработку запасов в короткие сроки, что значительно снижает эксплуатационные расходы.

3. Передвижение контуров и подъем ВНК залежи происходят нормально, и целики нефти за фронтом надвигающейся воды не остаются, однако для извлечения нефти с водоплавающих участков залежи на них необходимо бурить специальные скважины.

4. Текущий коэффициент выработки запасов из заводненных участков колеблется в пределах 0,51 - 0,61%, т.е. близок к расчетному (0,65).

В заключение следует рекомендовать в виде опыта внедрение форсированной разработки при различных сетках скважин на месторождениях со сложным строением коллекторов, а также на месторождениях, сходных по разрезу с Константиновским, но имеющих более редкую сетку скважин.

Управление Башнефть, НПУ Октябрьскнефтъ

Рис. 1. Карта поверхности кровли песчаников пласта Д_II.

1- изогипсы поверхности кровли пласта Д_II; 2- начальный внешний контур нефтеносности; 3- текущий внешний контур нефтеносности.

Рис. 2. Графики разработки залежи нефти пласт Д_II.

а) 1 - среднесуточный отбор жидкости, м³; 2 – количество действующих скважин; 3 - среднесуточная закачка воды, м³; 4 - средневзвешенное пластовое давление, ат; 5 - эффект от законтурного заводнения. б) кривые суточной добычи: 1 - фактической; 2 - прогнозной; 3 - отбор нефти; по проекту.

Рис. 3. Геологический профиль по линии АВ.

1 - известняки; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты; 4 - песчаники; 5 - нефтеносные песчаники; 6 - первоначальный ВНК; 7-текущий ВНК.