Опыт разработки залежи нефти карбонатного пласта А4 Покровского месторождения разреженной сеткой скважин
И. Л. ХАНИН, А.П. МОРГУНОВ. М.Л. СУРГУЧЕВ, Л.М. ДЕМИН
Изучение степени влияния плотности сетки скважин на процесс вытеснения нефти водой из неоднородных пластов имеет исключительно важное практическое значение для более обоснованного проектирования системы размещения скважин на вновь вводимых в разработку месторождениях.
В настоящее время по этому вопросу, из-за его очень слабой изученности, нет единого мнения. Наряду с доказательствами незначительного влияния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу существуют предположения о значительной взаимной зависимости данных факторов.
С целью изучения рассматриваемого вопроса проводится эксперимент разработки разреженной сеткой скважин девонской залежи Бавлинского месторождения. Пласт ДI этого месторождения представлен песчаниками, поэтому результаты эксперимента, по-видимому, нельзя будет полностью распространить на залежи с карбонатными продуктивными пластами, так как условия разработки и вообще условия движения жидкости в карбонатных и песчаных пластах различные.
В связи с этим большое значение будут иметь результаты экспериментальной разработки пласта А4 Покровского месторождения, представленного кавернозными органогенными известняками. Залежь массивного типа подстилается водой. Мощность продуктивного пласта до 25-27 м, проницаемость изменяется от 0,2 - 0,4 до 3-3,5 дарси, средняя - 1 дарси. Пористость 25%, нефтенасыщенность 0,8-0,85. Вязкость нефти в пласте 1,7 сп. Давление насыщения нефти газом 56 ат. Газовый фактор 55 м3/т. Начальное пластовое давление 117 ат (приведено к отметке -975 м). Разработка залежи начата в 1950 г. Было установлено полное отсутствие связи залежи с пластовыми водами. С 1953 г. залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления. Она разбурена сеткой эксплуатационных скважин плотностью 350X350 м. Вода нагнетается по западному крылу залежи и южной периклинали (рис. 1). Уже создан сплошной фронт воды. Соотношение вязкостей нефти и закачиваемой воды в пластовых условиях равно 2,2.
В июле 1959 г. по предложению НПУ Чапаевскнефть на южном участке залежи были одновременно остановлены 34 скважины - все скважины первого и третьего рядов и через одну - скважины второго и четвертого рядов (рис. 2). Из них 21 скважина была безводная, с дебитами нефти 20 -45 т/сутки и 13 скважин обводнены (17 -75%) с дебитами нефти 10-30 т/сутки. Средний дебит нефти безводных скважин составлял 30 т/сутки, а обводненных 21 т/сутки при средней обводненности 45,5%.
Перед началом эксперимента в эксплуатации находились: на южном участке 81 скважина с общим отбором нефти 2255 т/сутки (4,5% в год от геологических запасов участка) и воды 537 т/сутки, обводненность добываемой продукции 19%; на северном участке 50 скважин с общим отбором нефти 1550 - 1600 т/сутки (5% в год от геологических запасов участка) и воды 220 т/сутки, обводненность добываемой продукции -12%.
После остановки 34 скважин, составляющих 42% от исходного фонда на южном участке в эксплуатации осталось 47 скважин, из них 36 безводных с дебитами нефти 7 - 45 т/сутки и 11 обводненных с дебитами нефти 10-150 т/сутки. Средняя обводненность продукции, добываемой из обводненных скважин, составляла 38%. Из сравнения видно, что выключенные безводные скважины были продуктивнее оставленных, а обводненные скважины менее продуктивны, чем оставленные. На южном участке в начале эксперимента добыча нефти составляла 2100-2200 т/сутки, а воды 400-500 т/сутки. Следовательно, выключенные скважины равноценны оставленным, а состояние южного участка после выключения скважин, как и до эксперимента, хуже, чем северного.
Проведение эксперимента лишь на одном участке залежи создает условия для сопоставления показателей разработки различных участков одной и той же залежи.
Сетки скважин на различных участках в период эксперимента стали резко различными. На северном участке площадью примерно 1200 га скважины расположены в шести рядах с плотностью 12 га на одну скважину в пределах сетки и 24 га на одну скважину общей площади участка. На южном участке площадью 2300 га плотность сетки скважин уменьшилась в 2 раза и составила в среднем 26 га на одну скважину в пределах сетки и 49 га на одну скважину общей площади участка.
Темп разработки залежи в целом и экспериментального участка весьма высокий. Уровень добычи нефти в год превышает 9% от извлекаемых запасов и 4,5% от геологических.
Задачи эксперимента разработки залежи с разреженной сеткой скважин:
· выявление возможности обеспечения планируемого уровня добычи жидкости и нефти из пласта. Эта задача практически сомнений не вызывала, так как из теории взаимодействия скважин известно, что уровень отбора жидкости мало зависит от числа скважин (при большом количестве);
· выяснение особенностей обводнения пласта, скважин и добываемой продукции;
· изучение степени влияния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу пласта.
В настоящее время выполнены только две первые задачи. Планируемый уровень добычи нефти и отбора жидкости из пласта свободно достигается и уменьшенным количеством скважин. Уровень добычи нефти снижался только за счет обводнения залежи. Отбор жидкости из пласта сохранялся практически на одном уровне.
В процессе эксперимента в результате увеличения объема закачки средневзвешенное пластовое давление в залежи возросло с 95 ат до 101 ат. До эксперимента в залежь в целом закачивалось 7000-7200 м3/сутки воды, а на южном участке 3600 м3/сутки.
В ходе эксперимента объем закачиваемой воды в залежь достиг 8000 м3/сутки при перераспределении его по участкам. До эксперимента при отборе 40% от общего отбора жидкости на северном участке закачка достигла 50% от общей закачки.
На южном участке закачка увеличена до 5200 м3/сутки (65% от общей закачки), а на северном участке сокращена до 2800 м3/сутки (35% от общей закачки).
Сохранение уровня отбора жидкости из залежи при данной и даже более разреженной сетке скважин в условиях карбонатного пласта А4 не представляет трудностей. За счет увеличения депрессии отбор жидкости из пласта А4 можно было бы даже значительно увеличить.
Следовательно, в условиях, аналогичных пласту А4 Покровского месторождения, высокий темп разработки можно осуществлять довольно редкой сеткой скважин с плотностью не менее 45-50 га на 1 скважину. Поэтому, если исходить только из темпа разработки, то залежь пласта А4 вполне можно было разрабатывать более редкой сеткой скважин (например, плотностью 40-50 га на 1 скважину).
В настоящее время имеются данные, характеризующие процесс обводнения пласта, скважин и добываемой продукции в зависимости от разрежения сетки скважин. Эти данные отвечают второй задаче эксперимента.
Прежде всего надо отметить, что если за 2 года эксперимента обводненность добываемой жидкости на южном участке возросла с 18-19% до 30%, то на северном участке она увеличилась с 12-13% до 33%. Как видно темп роста обводненности добываемой продукции на южном участке с разреженной сеткой скважин ниже, чем на северном участке, хотя на нем за этот период выключены из эксплуатации четыре наиболее обводненных скважины. На южном же участке фонд скважин остался неизменным.
Медленный темп роста обводненности добываемой продукции на участке создает благоприятные условия для достижения проектной конечной нефтеотдачи. С целью выяснения особенностей внедрения воды в зону отбора при разреженной сетке скважин в 1960-1961 гг. периодически на продолжительное время (2-3 недели) проводился пуск скважин в эксплуатацию из числа остановленных. В эксплуатацию вводились 11 Скважин. На основании полученных результатов можно выделить четыре категории скважин.
1. Скважины, безводные до эксперимента и оставшиеся безводными в период исследования, как и соседние действующие скважины, расположенные с ними в одном ряду. Результаты эксперимента показали, что фронт обводнения не достиг целого ряда скважин в районе остановленных и в районе действующих скважин.
2. Скважины, безводные до эксперимента и обводненные к моменту исследования, аналогично соседним действующим скважинам.
3. Скважины, обводненные до эксперимента, а обводненность их к моменту исследования резко возросла и была значительно выше обводненности соседних действующих скважин.
4. Скважины, обводненные до эксперимента незначительно (на 2-4%). В течение 2 лет простоя обводненность их увеличилась на 5-8%. Медленное обводнение их объясняется тем, что некоторые скважины (например, скв. 563 и 564), расположенные в ряду нагнетательных скважин, до конца 1960 г. эксплуатировались как нефтяные и подтягивали к себе нефть из центра залежи. Только в декабре 1960 г. они были переведены в нагнетательные. Однако это не может характеризовать ухудшение или улучшение процесса обводнения пласта.
Первые три категории скважин служат показателем равномерного обводнения залежи при разреженной сетке скважин. Данные по этим скважинам свидетельствуют о том, что увеличение расстояния между действующими скважинами не вызвало образования застойных зон или недренируемых целиков между ними. Обводнение пласта в зонах между скважинами происходит аналогичным образом, но с меньшей интенсивностью, чем в зонах расположения действующих скважин.
С этой точки зрения также можно считать целесообразной более редкую сетку скважин для разработки залежи карбонатного пласта А4 Покровского месторождения.
Вместе с тем, все приведенные выше результаты еще не доказывают независимость конечной нефтеотдачи пласта от плотности сетки скважин, так как вопрос достижения конечной нефтеотдачи более сложен, чем обводнение пласта на отдельных участках. Конечная нефтеотдача в значительной мере определяется предельной обводненностью, до которой экономически целесообразно эксплуатировать скважины. При редкой сетке отбор жидкости из каждой скважины выше, чем при плотной, а более высокий отбор жидкости дает возможность эксплуатировать скважину до большей обводненности, что способствует повышению конечной нефтеотдачи. Однако не исключено, что расширение зон дренирования скважин может создать условия, когда даже более высокая предельная обводненность добываемой продукции будет достигнута при более высоких остаточных запасах нефти, которые сосредоточатся не только в зонах между скважинами, но и в менее проницаемых слоях пласта. Это может быть обусловлено тем, что при широких зонах дренирования сильно изменяется (увеличивается) длина линий тока жидкости от главных, по которым происходит прорыв воды в скважины, до нейтральных. Вследствие этого градиенты давления, а следовательно, и скорости движения жидкости по линиям тока воды в скважины могут быть значительно выше, чем по линиям тока нефти. Только продолжение эксперимента позволит выяснить степень влияния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу.
Куйбышевский совнархоз
Рис. 1. Карта разработки пласта А4 башкирского яруса.
Скважины: 1 - эксплуатационные. 2-нагнетательные, 3 - прочие; 4 - изогипсы по кровле пласта А4; контуры нефтеносности: 5 - первоначальный внешний, 6-текущий внутренний; 7 - площадь заводнения до начала эксперимента.
Рис. 2. Карта разработки южной части пласта А4 башкирского яруса разреженной сеткой.
Условные обозначения 1, 2, 3, 4, 5 и 6 - те же, что и на рис. 1; 7 - площадь заводнения на 1 января 1962 г.