К оглавлению	УДК 622.553.982 (471.41)
	Ю.И. Шаевский, Ю.К. Юферов

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ШКАПОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Шкаповское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкирии. Слагающие его девонские, каменноугольные и пермские отложения залегают согласно и образуют обширное платформенное поднятие северо-западного простирания.

Месторождение многопластовое. Промышленная нефтеносность установлена в пяти горизонтах терригенной толщи девона - в бийском, воробьевском, старооскольском, муллинском и пашийском, в известняках фаменского и турнейского ярусов, а также в угленосной толще нижнего карбона.

Наиболее крупные залежи нефти связаны с песчаными пластами Д_IV и Д_I. Залежи пластов Д_I и Д_IV относятся к типу пластовых сводовых и для них характерны широкие водонефтяные зоны.

За исключением залежи средней пачки пласта Д_I, для всех остальных залежей велика роль литологического фактора, обусловливающего сложные условия выработки запасов нефти. При этом широко развита как слоистая неоднородность продуктивных пластов, так и их зональная неоднородность.

На Шкаповском месторождении начата разработка пласта Д_IV в 1955 г., а в 1958 г. -пласта Д_I. К настоящему времени разбуривание месторождения практически завершено.

Разработка пластов Д_I и Д_IV осуществляется с поддержанием пластового давления законтурным и внутриконтурным заводнением. В нагнетательном фонде находится 90 скважин.

Всего с начала разработки из месторождения отобрано свыше 20% промышленных запасов. Темп разработки составляет около 6% в год от начальных промышленных запасов.

В пласте Д_IV выделяются две пачки: нижняя и верхняя, разделенные аргиллитово-известняковым прослоем мощностью 2-6 м (рис. 1). На отдельных участках, где породы раздела размыты, песчаники сливаются в единый пласт мощностью до 20-24 м.

Пласт Д_IV сложен преимущественно крупно- и среднезернистыми песчаниками с прослоями гравелитов. По площади песчаники не выдержаны и на ряде участков замещены плохо проницаемыми породами. Зоны полного замещения песчаников пласта Д_IV суммарно составляют: по нижней пачке около 30%, а по верхней -18% (рис. 2). Вследствие высокой неоднородности песчаников их коллекторские свойства меняются в весьма широких пределах: пористость от 14 до 22%, а проницаемость от десятков миллидарси до 1-1,5 д. На отдельных участках, где нижняя пачка представлена гравелитами, ее проницаемость достигает 2-3 д. Средняя мощность песчаников нижней пачки составляет 2,5-3 м, а песчаников верхней пачки - 9-10 м. Нефтенасыщенные мощности песчаников нижней пачки меняются от 0 до 6 м, верхней - от 0 до 18 м. Их средние значения соответственно составляют 3 и 10 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) для пласта Д_IV имеет отметки от -1766 до -1772 м, причем наблюдается общий подъем зеркала воды в северо-западном направлении.

Начальное пластовое давление на отметку ВНК составляло 205 ат.

Пластовая нефть имеет давление насыщения 150 кг/см² при газовом факторе 120 м³/т и вязкости 0,95 спз.

Нефть пласта Д_IV имеет высокие товарные качества. По данным А.К. Каримова (УфНИИ) она характеризуется следующими усредненными показателями: удельный вес 0,815, вязкость при 20° С 5,7 сст, содержание серы 0,62%, асфальтенов 0,87%, смол 4,83%, парафина 5,1% и фракций: от нк до 200° С - 34%, от 200° С до 300° С - 22,4%.

Согласно проекту разработки ВНИИ, составленному в 1956 г., пласт Д_IV разбурен по 30-га сетке (600х500 м). Указанным проектом предусматривалась многоэтапная (по времени) система разработки. На каждом из этапов в одновременной работе должно было находиться по три внешних ряда эксплуатационных скважин. Первый ряд эксплуатационных скважин размещался на внутреннем контуре нефтеносности и лишь на северо-западе частично в водонефтяной зоне. Считалось, таким образом, что специально разбуривать водонефтяные части (за исключением широких периклинальных зон) не следует, так как запасы из них могут быть отобраны внутренними рядами эксплуатационных скважин. Залежь нижней пачки пласта Д_IV предусматривалось включить в разработку лишь через 11 лет, когда в соответствии с расчетами контуры по верхней пачке окажутся близкими контурам по нижней пачке. Системой воздействия предусматривалось применение наряду с законтурным и внутриконтурного заводнения. Внутриконтурным заводнением отчленялась юго-восточная часть залежи.

В ходе эксплуатационного разбуривания значительно уточнены строение пласта Д_IV и особенности залежи нефти, оказавшие большое влияние на процесс разработки. Так, в связи с наличием гидродинамической связи между нижней и верхней пачками уже в самом начале разработки пласта (1957-1958 гг.) за счет разницы в давлениях между разрабатываемой верхней пачкой и неразрабатываемой (преимущественно водоносной на этих участках) нижней возникли перетоки жидкости и очаги обводнения верхней пачки. Слоистая неоднородность продуктивных песчаников значительно усугубила процесс их обводнения. Бурение новых скважин (в основном сетки пласта Д_I), расположенных в указанных зонах, показало, что обводнение пласта происходит в большинстве случаев не по всей его мощности, а по наиболее проницаемым прослоям.

В связи с тем, что пласт Д_I Шкаповского месторождения в начале эксплуатации (1958-1960 гг.) из-за необеспеченности электропогружными насосами (ЭПН) высокой производительности нельзя было вводить в активную разработку, поэтому для выполнения плана высокой добычи нефти и газа по указанному месторождению было принято решение уже на первом этапе о разбуривании и вовлечении в разработку центральной (сводовой) части пласта Д_IV.

Ввод в одновременную разработку всей залежи имеет несравненные преимущества с многоэтапной системой (позволяет интенсифицировать его разработку, поддерживая более высокие уровни отбора нефти, сократить сроки разработки и др.). Однако при одноэтапной системе разработки необходимо повысить и систему воздействия на пласт, так как нагнетанием необходимо охватить и внутренние участки залежи. Активная разработка залежи в начальный период (1957-1960 гг.) показала, что одного законтурного заводнения для обеспечения нормальной работы всей залежи недостаточно. Анализ динамики изменения пластового давления свидетельствовал о том, что законтурным поддержанием давления обеспечивается работа первого, второго и в отдельных случаях третьего эксплуатационного рядов. Внутренние же участки залежи работают на режиме истощения. В результате к середине 1960 г. большая по размерам сводовая часть разрабатывалась при пластовых давлениях ниже давления насыщения. Значительное снижение пластового давления в центральной части залежи усугубило процесс очагового обводнения. Внедрившаяся в залежь вода в первую очередь продвигалась по отдельным высокопроницаемым прослоям в сводовую часть, имеющую низкие давления.

В этих условиях для коренного улучшения состояния разработки пласта Д_IV было решено внедрить две линии внутриконтурного заводнения, разместив их вдоль осевых частей западной и северо-восточной зон очагового обводнения (см. рис. 2). Внедрение указанных линий внутриконтурного заводнения началось во второй половине 1960 г. Помимо решения основной проблемы - поддержание давления в сводовой части залежи, это мероприятие позволяло значительно ослабить неконтролируемое очаговое обводнение залежи. В дополнение к этому, с целью выравнивания пластового давления между пачками было решено понизить давление в нижней пачке вводом ее в разработку. Для эксплуатации нижней пачки были использованы в основном скважины, бурящиеся на пласт Д_I. К настоящему времени значительное число этих скважин возвращено на пласт Д_I. После выравнивания давлений между пачками пласта Д_IV разработка нижней пачки во многих случаях проводится совместно с верхней пачкой.

Максимальная добыча нефти по пласту Д_IV была достигнута в 1961 г. и составила 6,73% от первоначальных промышленных запасов. В течение 1962 г. происходило снижение добычи нефти из пласта Д_IV. Снижение добычи связано с прогрессирующим обводнением залежи и сокращением фонда фонтанных скважин.

Всего с начала разработки из пласта извлечено 31 % промышленных запасов нефти. Текущий темп разработки пласта Д_IV остается высоким и составляет 5,7% от начальных и 8,3% от текущих промышленных запасов. Необходимо отметить большую обводненность эксплуатационного фонда, составляющую 60%. Однако в связи с тем, что значительное число сильно обводненных скважин бездействует, фиксируемый процент обводненности товарной нефти сравнительно невысок и равен 9,7%.

C начала разработки в пласт Д_IV закачано воды в объеме 85 % отобранной из пласта жидкости. Благодаря высоким темпам закачки имеющийся дефицит (9 млн. м³ воды) в 1962 г. был сокращен до 5 млн. м³, а в 1963 г. будет полностью ликвидирован. В настоящее время 60% общей закачки воды нагнетается в законтурную часть и 40% во внутриконтурную.

Пластовое давление по состоянию на 1/1 1963 г. по пласту составило 192, в зоне отбора 169, а в сводовой части 162 ат. Внедрение внутриконтурного заводнения позволило во второй половине 1962 г. прекратить падение давления в сводовой части залежи. К концу года рост давления по большинству скважин составил 3-4 ат, а по отдельным скважинам - 10 ат.

Значительную трудность в разработке пласта Д_IV вызывает интенсивное обводнение наиболее продуктивной чисто нефтяной части залежи, происходившее вначале за счет переточных вод, а сейчас в основном за счет нагнетаемой пресной воды. Выше уже отмечалось, что положение значительно усугублено послойным характером обводнения, когда обводненными оказываются наиболее проницаемые прослои пласта, составляющие нередко лишь 30 - 40% его мощности. Это положение, при обводнении 47% ранее чисто нефтяной части залежи (после шести лет разработки пласта), вносит серьезные опасения в обеспечение запроектированного коэффициента нефтеотдачи (0,67). Подсчет текущего коэффициента нефтеотдачи балансовым методом по западной и северо-восточной зонам обводнения показал, что последний не превышает 0,35. Подсчет текущего коэффициента вытеснения по промытым прослоям (проведенный В.Е. Суханкиным на основании обработки промыслово-геофизических материалов) показал, что даже для песчаников со сравнительно высокими коллекторскими свойствами, расположенными в центральных частях зон обводнения и испытавших, вероятно, неоднократный промыв, его величина не превышает 0,75. Принимая во внимание, что в лучшем случае обводнено лишь около 70% мощности пласта, это дает нефтеотдачу в указанных частях залежи, не превышающую 0,48-0,52.

На снижение нефтеотдачи влияет также то, что значительное число эксплуатационных скважин бездействует по причине сильной обводненности и невозможности их пуска в связи с недостачей мощностей по обезвоживанию нефти и отсутствием ЭПН высокой производительности с напорами 1500-1700 м³.

Опытные отработки таких скважин (130-160 м³/сутки) насосами, проводившиеся в отдельных случаях на протяжении до трех месяцев, показали, что при отборах, превышающих 100 м³/сутки жидкости, обводненность продукции составляет 90 - 95%. Расчеты показывают, что даже при условии возможности обеспечения отработки этих скважин высокопроизводительными насосами фактический коэффициент нефтеотдачи на участках этих скважин повысится незначительно. Если предположить, что даже на протяжении 10 лет скважина будет работать с неизменным 90%-ным обводнением, то дополнительная добыча за этот промежуток времени не превысит 30-50 тыс. т нефти и составит со средним уже накопленным отбором 100-150 тыс. т на скважину, что в 2 раза меньше предусмотренных проектом объемов добычи на скважину для обеспечения нефтеотдачи 0,67.

Наличие большого числа указанных бездействующих скважин осложняет разработку пласта Д_IV и тем, что их добыча перекладывается на внутренние безводные скважины, а это приводит к затягиванию воды из зон обводнения по проницаемым прослоям внутрь залежи и к частичному обводнению новых площадей в наиболее продуктивной сводовой части залежи.

Пуск в эксплуатацию обводненных скважин (при необходимости обеспечения значительной выработки запасов) следует связывать лишь с проведением эффективных изоляционных работ в скважинах. Необходимо указать, что проведение на некоторых скважинах изоляционных работ при помощи забойных заливок и сокращения вскрытой мощности пласта снизу вверх не дало положительных результатов. Их безрезультатность следует связать с тем, что в условиях, когда обводненные прослои не имеют строгой приуроченности к какой-либо части разреза, изоляционным работам должно предшествовать выявление обводненной части пласта, а сами работы должны быть направлены на их селективную изоляцию. В настоящее время необходимо соответствующим институтам в кратчайший срок выработать надежные методы выявления обводненных прослоев в разрезе действующих скважин, а также методы селективной изоляции вод.

В пласте Д_I выделены три пачки: нижняя - песчано-алевролитовая, средняя - преимущественно песчаная и верхняя - песчано-алевролито-аргиллитовая. Песчаники пласта Д_I мелкозернистые, состоят из хорошо отсортированных зерен кварца.

Песчаники нижней пачки характеризуются относительно большой глинистостью и имеют в среднем мощность, не превышающую 3-3,5 м. По площади песчаники не выдержаны, участками замещаются плохо проницаемыми породами, занимая около 70% площади нефтеносности. Песчаники нижней пачки от лежащих выше песчаников средней пачки отделяются аргиллитами мощностью 3-3,5 м. Примерно на 40% площади этот раздел отсутствует и песчаники указанных пачек сливаются в единый пласт.

Песчаники средней пачки имеют высокие коллекторские свойства и наиболее однородное строение по площади. Средняя мощность пласта 10 м, пористость 18-22%, проницаемость 350-650 мд.

Песчаники верхней пачки занимают не более 5% нефтеносной площади и встречаются в виде небольших линз.

Суммарная нефтенасыщенная мощность песчаников пласта Д_I составляет в среднем около 10-12 м, достигая на ряде участков 24 м.

ВНК для пласта Д_I имеет отметки от -1697,2 до -1702,1 м, причем аналогично пласту Д_IV наблюдается общий его подъем в северо-северозападном направлении. Ширина водонефтяной зоны меняется от 0,75 до 6 км. Чисто нефтяная зона занимает лишь 20% нефтеносной площади. Начальное пластовое давление на отметку ВНК равно 200 ат.

Нефть пласта Д_I имеет следующие усредненные показатели: удельный вес 0,870, вязкость при 20° С 17 сст, содержание серы 1,81%, асфальтенов 4,4%, смол 7,9% и фракций от н. к. до 200° С - 19,9%, от 200 до 300° С - 19,6%. Давление насыщения 100 кг/см² при газовом факторе 42 м³/т. Вязкость при давлении насыщения составляет 4 спз.

По утвержденному варианту проекта разработки пласта Д_I за счет внедрения законтурного и внутриконтурного заводнения намечалось выделить южную, восточную и основную центральную зоны разработки. В пределах южной зоны размещалось три ряда эксплуатационных скважин по сетке 500х450 м, в восточной (периклинальной) - два ряда по сетке 500х350 м и в центральной - пять кольцевых рядов по сетке 600х400 м. Для центральной зоны проектировалась многоэтапная разработка при одновременной работе на каждом этапе трех рядов эксплуатационных скважин. Сводовая часть залежи проектировалась вводом в разработку на поздней стадии эксплуатации месторождения. В результате эксплуатационного разбуривания месторождения было выявлено, что восточная зона не может быть введена в разработку по принятой схеме, ибо в этом районе существенно изменились контуры и нефтенасыщенные мощности пласта Д_I.

Южная зона была полностью разбурена и введена в активную разработку в 1959 г. Благодаря эффективному двустороннему воздействию на южную зону (внедрением внутриконтурного и законтурного заводнения), практически с начала ее разработки пластовые давления поддерживались на первоначальном уровне, что обеспечило ее эксплуатацию с весьма высокими темпами при фонтанировании большинства скважин.

Центральная зона вплоть до 1961 г. разбуривалась и вводилась в разработку медленными темпами. Разрабатывалась она небольшим числом скважин внешних эксплуатационных рядов. В этих условиях, при небольших суммарных отборах и положительном балансе закачки по периферийным нагнетательным скважинам, обеспечивалась не только стабилизация пластового давления, но и его рост от 167,7 на 1/1 1960 г. до 176,1 ат на 1/IV 1961 г.

В 1961-1962 г. в связи с необходимостью выполнения высоких плановых заданий по добыче нефти было принято решение о разбуривании и вводе в активную разработку всей центральной зоны пласта Д_I. В результате к концу 1962 г. практически было завершено разбуривание пласта Д_I. Активная разработка залежи в 1961-1962 гг. показала (рис. 3), что, несмотря на положительный баланс текущей закачки по сравнению с отбором жидкости из пласта, одного законтурного заводнения для обеспечения нормальной работы всех рядов эксплуатационных скважин недостаточно. Пластовое давление неуклонно падало.

Для улучшения состояния разработки центральной зоны было решено внедрить новую линию внутриконтурного заводнения. В настоящее время из намеченных 15 нагнетательных скважин под закачку переведено уже 5 скважин, обеспечивающих суммарную закачку воды 5000 м³/сутки.

Общая суточная добыча по пласту Д_I достигла в год 5,0% от начальных и 5,5% от текущих промышленных запасов.

Всего из пласта Д_I с начала разработки извлечено 16,7% промышленных запасов нефти.

По пласту Д_I также весьма высок процент обводненности фонда. Всего работает с водой и простаивает из- за обводненности 67% эксплуатационного фонда. Средний процент обводненности товарной нефти достиг 10%.

Текущая среднесуточная закачка воды в пласт превышает отбор жидкости в 1,48 раза. Во внутриконтурные скважины закачивается свыше 40% всей воды.

Всего с начала внедрения заводнения закачано воды в объеме 131% накопленной добычи жидкости.

Пластовое давление по состоянию на 1/1 1963 г. по пласту Д_I составляет 185 ат, в зоне отбора 155 ат и в сводовой части 141,4 ат.

Внедрение в конце 1962 г. новой северо-восточной линии внутриконтурного заводнения позволило прекратить падение давления в сводовой части залежи и даже обеспечить его рост в четвертом квартале 1962 г. и в первом квартале 1963 г. на 2-3 ат.

Для решения вопроса влияния темпа отбора на обводненность скважин и величину коэффициента нефтеотдачи с сентября 1961 г. начато осуществление промышленного эксперимента на южной зоне пласта Д_I. Используя высокий уровень пластового давления, объем добычи здесь был увеличен с 3300 до 5500 - 6500 т/сутки.

Всего по состоянию на 1/1 1963 г. извлечено нефти 26% от промышленных запасов. При сохранении достигнутого темпа разработки выработка основных промышленных запасов нефти будет обеспечена за ближайшие 6-7 лет.

В настоящее время, по материалам полутора лет форсированной разработки южной зоны можно отметить, что характер обводнения скважин, в большинстве имеющих подошвенную воду, в основном существенно не изменился. За исключением отдельных скважин, увеличивших процент воды (до 60% и более), полностью сохранился тот же темп роста процента воды. Это обстоятельство позволяет сделать предварительный вывод о возможности сохранения коэффициента нефтеотдачи на том же уровне, что и при разработке с темпами отборов вдвое меньшими.

Основным недостатком разработки пласта Д_I до недавнего времени являлась необеспеченность поддержанием давления сводовой части залежи. Осуществление закачки воды с четвертого квартала 1962 г. в северо- восточный разрезающий ряд позволило преодолеть этот недостаток раз работки. Главная задача в 1963 г. - освоение всей линии разрезания.

В процессе разработки пластов Д_I и Д_IV бурением отдельных оценочных скважин, расположенных в водоплавающих частях, выявлено, что несмотря на то, что из пласта Д_IV отобрано около 1/3 промышленных запасов, а из Д_I - около ¹/₅, выработка запасов из водоплавающих частей не обеспечивается, о чем свидетельствует начальное положение водо-нефтяных контактов. В результате осуществления внутриконтурной закачки конечная линия стягивания контуров при таком положении может оказаться в водоплавающих частях, на которых отсутствуют эксплуатационные скважины. В связи с этим необходимо бурение в этих районах дополнительных эксплуатационных скважин (из числа предусмотренных проектом резервных точек), а также увеличение закачки воды в законтурную часть залежи.

К общим недостаткам разработки пластов Д_I и Д_IV относится неравномерность закачки и отборов по всему разрезу продуктивных пластов, о чем свидетельствует снятие профилей приемистости (послойное обводнение). Проведение мероприятий, обеспечивающих равномерность закачки и отбора по всей мощности разреза должно обеспечить повышение коэффициента нефтеотдачи.

НПУ Аксаковнефтъ

Рис. 1. Геологический разрез терригенной толщи девона.

1 - известняки; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты; 4 - песчаники; 5 - промышленная нефтеносность; 6 - признаки нефти; 7 - кривая КС; 8 - кривая ПС.

Рис. 2. Карта разработки пласта Д_IV.

1 -скважины эксплуатационные; 2 - скважины нагнетательные, действующие и проектные; 3 - зоны замещения; 4 - внешний контур нефтеносности; 5 и 6 -внутренний начальный и текущий контуры нефтеносности.

Рис. 3. Карта разработки пласта Д_I (условные обозначения см. рис. 2).