К оглавлению

О нефтеотдаче пласта А₄ Покровского месторождения

М.Л. СУРГУЧЕВ, А.П. МОРГУНОВ

На Покровском месторождении залежь карбонатного пласта А₄ разрабатывается с 1950 г. Краткая характеристика пласта, нефти и системы разработки приводились раньше [1, 2]. В процессе эксплуатации залежи установлено, что пласт А₄ в подошве запечатан вторичным кальцитом и залежь с пластовой водонапорной системой практически не связана. С 1954 г. разработка ведется на эффективном искусственном водонапорном режиме путем законтурного заводнения. До середины 1961 г. заводнено более половины объема залежи (рис. 1).

Большая часть залежей с карбонатными пластами Русской платформы до последнего времени разрабатывалась при режиме растворенного газа, при котором нефтеотдача не превышает 0,25-0,30. Однако благоприятные свойства пласта А₄ и проведение искусственного заводнения залежи позволили при проектировании разработки в 1954 г. величину конечной нефтеотдачи принять равной 0,5.

Исследование нефтеотдачи карбонатного пласта в промысловых условиях связано с большими трудностями, так как пока еще нет надежных методов выделения обводненных пресной водой интервалов пласта и определения их остаточной нефтенасыщенности. Поэтому нефтеотдача изучалась следующим образом. На пять различных дат определены объемы заводненной части залежи. Граница (фронт) обводнения залежи проведена вертикально до подошвы залежи по эксплуатационным скважинам, в которых появилась вода. Для таких условных обводненных объемов определены первоначальные геологические запасы нефти, а на указанные даты подсчитана нарастающая добыча нефти, т.е. величина извлеченных запасов. По этим данным определены текущий условный коэффициент охвата, текущий коэффициент нефтеотдачи заводненной зоны и текущая нефтеотдача всей залежи (см. рис. 2. и таблицу).

Под условным коэффициентом охвата понимается отношение замеренного объема заводненной зоны на каждую дату к первоначально нефтенасыщенному объему залежи. Текущий коэффициент нефтеотдачи заводненной зоны представляет отношение извлеченных запасов нефти (в пластовых условиях) к замеренному объему залежи за фронтом заводнения, умноженному на пористость и нефтенасыщенность.

На графике отчетливо устанавливается тенденция изменения текущего коэффициента нефтеотдачи заводненной зоны залежи в зависимости от объема залежи за фронтом вытеснения. По мере продвижения фронта воды коэффициент текущей нефтеотдачи заводненной зоны увеличивается.

Объем зоны залежи за фронтом обводнения составлял на первом этапе разработки 15,3% от всего объема залежи, а коэффициент текущей нефтеотдачи в заводненной зоне до 0,328. К началу 1961 г. объем залежи за фронтом обводнения увеличился до 57% от общего объема, а коэффициент текущей нефтеотдачи в заводненной зоне до 0,393. На фронте обводнения текущая нефтеотдача достигает лишь величины 0,3 (см. рис. 1). По лабораторным данным коэффициент вытеснения нефти водой из промытых интервалов равен 0,7. В этом случае охват пласта А₄ заводнением по мощности на фронте заводнения достигает 40-42%, а 58-60% мощности пласта остаются нефтенасыщенными. Для всей же заводненной зоны залежи на начало 1961 г. коэффициент охвата возрос до 0,53-0,56.

Следовательно, внедрение воды в залежь происходит не по всей мощности пласта, а по отдельным наиболее проницаемым и трещиноватым слоям. Нефть же сосредотачивается в менее проницаемых слоях, откуда вытесняется постепенно. Путем экстраполяции полученной зависимости (см. рис. 2) можно определить величину текущей нефтеотдачи на фронте обводнения и величину текущей нефтеотдачи залежи к моменту достижения условного коэффициента охвата, равного единице, т. е. к моменту прохождения фронта заводнения через всю площадь залежи. К этому моменту коэффициент текущей нефтеотдачи заводненной зоны (в данном случае залежи в целом), по-видимому, достигнет величины 0,44. Если в соответствии с лабораторными данными считать, что из обводненных известняков вытесняется 70% начального содержания нефти, то коэффициент охвата залежи заводнением составит 0,44/0,7= 0,63.

Чтобы обеспечить запланированную нефтеотдачу по залежи (0,5), при коэффициенте вытеснения 0,7 требуется довести коэффициент охвата до величины не менее 0,72. Следовательно, после прохождения фронта воды по Всей залежи, т. е. после обводнения всего фонда эксплуатационных скважин, необходимо коэффициент охвата пласта заводнением увеличить на 9-10%.

На рис. 3 показан характер роста коэффициента нефтеотдачи (β_т1) и коэффициента охвата (β_о1) первой зоны залежи, прилегающей к нагнетательным скважинам, в зависимости от условного коэффициента охвата залежи заводнением. При построении этого графика допускалось, что коэффициенты охвата и нефтеотдачи на фронте заводнения постоянны и равны соответственно 0,42 и 0,328, когда объем залежи за фронтом обводнения занимал 15% от общего объема залежи. По мере продвижения фронта обводнения эти коэффициенты для всей заводненной зоны повышаются за счет увеличения их в ранее заводненных зонах. Бесспорно, что повышение коэффициента текущей нефтеотдачи всей заводненной зоны по мере продвижения фронта обусловливается дополнительным извлечением нефти из менее проницаемых пропластков ранее заводненных зон. Увеличение коэффициента нефтеотдачи приконтурной зоны залежи по мере продвижения фронта заводнения можно определить из соотношения:

где β_т.i - коэффициент текущей нефтеотдачи всей заводненной зоны, V - объем залежи за фронтом обводнения, βi и Vi - коэффициент нефтеотдачи и объем заводненной зоны.

Принимая коэффициент вытеснения равным 0,7, путем пересчета получаем изменение коэффициента охвата внешней зоны βo₁. Отмечается отчетливая тенденция роста коэффициента охвата в этой зоне по мере продолжения промывки пласта закачиваемой водой и продвижения фронта обводнения. За период увеличения условного коэффициента охвата заводнением залежи с 0,15 до 0,57, коэффициент охвата внешней приконтурной зоны возрос с 0,47 до 0,61. За период обводнения всей площади залежи коэффициент охвата заводнением внешней зоны повысится с 0,42 до 0,79 и будет еще возрастать при продолжении промывки пласта водой.

Следовательно, коэффициент охвата всей залежи заводнением, равный 0,72 и требуемый для обеспечения коэффициента нефтеотдачи 0,5, вполне достижим. При среднем значении коэффициента охвата для всей залежи 0,72, на отдельных участках залежи он будет различным - по направлению вытеснения он будет уменьшаться. В районе нагнетательных скважин у западного крыла залежи и южной периклинали величина коэффициента охвата пласта заводнением по мощности будет достигать 0,87-0,9, а в районе последнего ряда эксплуатационных скважин, у западного крыла и северной периклинали этот коэффициент будет составлять лишь 0,52- 0,55. За счет повышения в восточной части залежи конечный коэффициент охвата для всей залежи может быть выше 0,72, а конечная нефтеотдача превысить 0,5.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ханин И.Л., Моргунов А.П., Сургучев М.Л., Демин Л.М. О разработке карбонатного пласта А₄ Покровского месторождения разреженной сеткой скважин. «Геология нефти и газа», 1962, № 6.

2. Сургучев М.Л. Об эффектности заводнения залежи пласта А₄ Покровского месторождения. Пром.-эконом, бюллетень Куйбышевского совнархоза, № 2, 1960.

Гипровостокнефть, НПУ Чапаевскнефтъ

Таблица

Зона обводнения	Нарастающий условный коэффициент охвата	Прирост коэффициента охвата за предшествующий период	Текущий коэффициент нефтеотдачи
			всей заводненной зоны	залежи
I	0,153	0,153	0,328	0,063
II	0,272	0,120	0,342	0,100
III	0,373	0,100	0,367	0,143
IV	0,474	0,101	0,382	0,185
V	0,570	0,096	0,393	0,228

Рис. 1. Обводнение залежи пласта А₄ Покровского месторождения.

Скважины: 1 - эксплуатационные, 2 - простаивающие, 3 - нагнетательные; 4 - внешний контур нефтеносности; граница обводнения на 1 января: 5 - 1957 г., 6-1958 г., 7 -1959 г., 8 - 1960 г., 9 - 1961

Рис. 2. Рост коэффициентов текущей нефтеотдачи заводненной зоны (βз) и всей залежи (β) в зависимости от продвижения фронта обводнения.

Рис. 3. Рост коэффициентов нефтеотдачи (βз) и охвата заводнением (β₀₃) первой зоны залежи пласта А₄ (в районе нагнетательных скважин) в зависимости от продвижения фронта обводнения.