|
УДК 622.553.982 (471.62) |
|
|
|
С.Т. Коротков, И. Д. Амелин |
СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ IV МЭОТИЧЕСКОГО ГОРИЗОНТА АНАСТАСИЕВСКО-ТРОИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ
Анастасиевско-Троицкое месторождение было открыто в 1952 г. и разведано в короткий срок [1]. Оно приурочено к хорошо выраженной антиклинальной складке (рис. 1, 2), расположенной в осевой части Западно-Кубанского прогиба. Свод складки осложнен тремя куполовидными вздутиями, из них наиболее высоким является Анастасиевский с погребенным майкопским диапировым ядром. Проявление диапиризма отражаются в рельефе в виде пологого холма, возвышающегося до 25 м над окружающей низменностью.
Углы падения мэотических слоев на южном крыле изменяются от 7 до 10°, а на северном - от 9 до 13°. Стратиграфически ниже по разрезу углы падения слоев возрастают и по кровле чокрака достигают на южном крыле 14-32°, а на северном до 18° на Троицкой и до 36° на Анастасиевской площадях.
Наиболее глубокая разведочная скв. 355 вскрыла разрез отложений, участвующих в строении месторождения, до глубины 4162 м; при этом забой ее находится, по- видимому, еще в майкопской свите, что указывает на ее очень большую мощность, превышающую 1900 м. Тортонский комплекс также в основном состоящий из глинистых пород, содержащий прослои крепких доломитизированных мергелей и алевролитов, достигает мощности 480 м. Указанные прослои выделяются в виде пяти горизонтов (XIV-XVIII), обладающие плохими коллекторскими свойствами. Для них характерны аномально высокие пластовые давления.
Сарматский ярус мощностью до 840 м в нижней части представлен подобно тортону в основном глинами, а вверх по разрезу все больше обогащается песчано-алевролитовыми прослоями. Пачки последних (горизонты IX, VIIIa-VIII) значительно развиваются за пределами месторождений, особенно VIIIa и IX горизонты йодсодержащих вод. Пластовые давления в этих песчаных горизонтах соответствуют гидростатическим.
Лежащий выше глинисто-песчаный комплекс мэотических слоев, понтического и частично киммерийского ярусов («рудные» глины) достигает 1200 м. Он содержит восемь песчаных горизонтов, из них верхние три содержат залежи газа, IV - нефти и газа, V - нефтяную залежь с небольшой газовой шапкой и VI - залежь нефти.
Мэотические и смежные с ними сарматские и понтические горизонты образуют артезианский бассейн широтного простирания, длиной в 200 км и шириной до 40 км. К южному его борту приурочено Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение. На северном борту бассейна открыто несколько небольших газовых месторождений (Славянское, Фрунзенское и др.). В большей же части бассейн заполнен высокоминерализованными хлоридно-натриевокальциевыми и хлоридно-карбонатнонатриевыми водами, содержащими значительные количества йода.
На Анастасиевско-Троицком месторождении из разведанных запасов нефти около 80 % сосредоточено в IV, 12% -в V и 7,4% - в VI горизонтах.
В IV горизонте нефть наиболее тяжелая, смолистая, нафтеново-ароматического ряда, а в залегающих ниже в V и особенно VI горизонтах более легкая и парафинистая. В восточном направлении нефть IV горизонта становится более тяжелой; ее удельный вес изменяется от 0,897-0,901 на западной периклинали, до 0,913-0,921 на восточной за счет уменьшения фракций, вскипающих до 300°, от 41,2 до 31,7%. В этом же направлении происходит увеличение кинематической вязкости и смолистости, что, возможно, связано с наличием наклона плоскости водо-нефтяного контакта, погружающейся в направлении с запада на восток от -1522 до -1533 м,
Отметка газо-нефтяного контакта -1502 м определяет высоту газовой шапки и этаж нефтеносности соответственно 156 и 20,5 м на Анастасиевской и 95 и 25,5 м на Троицкой площадях.
Основная часть IV горизонта, составляющая 80% всей эффективной мощности, представлена довольно однородной толщей хорошо проницаемых песков, а верхние 5 - 10 м переслаиванием алевролитов и глин. Однако детальное геолого-геофизическое изучение [2] показало анизотропное строение пласта, обусловленное наличием проницаемых, слабопроницаемых и непроницаемых прослоев. По этим причинам анизотропия пласта (отношение проницаемости по горизонтали к проницаемости по вертикали) колеблется от 70 до 150 и в среднем равна 100.
Установлено, что число слабопроницаемых пропластков в разрезе пласта увеличивается от свода к крыльям. Поскольку в этих же направлениях горизонтально залегающий слой нефти перемещается все в более верхние слои наклонного пласта и вдоль водо-нефтяного контакта (ВНК) полностью располагается в его песчано- глинистой пачке, можно было заранее предвидеть разнообразие условий эксплуатации скважин, особенно проницаемости призабойной зоны. В проекте разработки и были заложены средние показатели свойств пластов и флюидов. Проницаемость была принята равной 1000 мд, хотя в отдельных образцах она достигала 1428-1770 мд, а по промысловым данным в скважинах колебалась от 240 до 2500 мд (скв. 18) и даже до 7490 мд (скв. 333). Показатель анизотропии пласта (квадратный корень из отношения проницаемости по горизонтали к проницаемости по вертикали) был принят равным 10.
При давлении насыщения 156 ат в нефти растворено 62 м3/т газа, содержащего 82 -94% метана, 8,2% углекислоты и большое количество сероводорода - до 0,2 г/м3.
Минерализация пластовой хлоридно-гидрокарбонатно-натринвой воды, подстилающей залежь на большей части площади, увеличивается от 917 на северо-западной периклинали до 1149 мг/экв на юго-восточной. Соответственно убывает щелочность от 60-90 на Анастасиевской до 40-70 мг-экв на Троицкой площадях. В законтурной области минерализация воды еще более увеличивается и на Славянской и Фрунзенской площадях достигает 1720 - 1797 мг-экв.
Таким образом, небольшой мощности нефтяная залежь в хорошо проницаемых коллекторах находится под воздействием двухстороннего напора - со стороны газовой шапки, по объему в 2,6 раза превышающей объем нефтяной залежи, и со стороны подстилающей воды, объем которой в водонапорной системе в тысячи раз превышает объем нефти. Такие благоприятные условия позволяли разрабатывать нефтяную залежь без поддержания давления за счет использования энергии самого пласта.
Поскольку вначале принималось изотропное строение пласта, были опасения быстрых прорывов воды и особенно газа к забоям скважин, что и было положено ВНИИ в основу технологической схемы разработки нефтяной залежи, по которой предлагалось разбурить ее по трехугольной сетке с расстояниями между скважинами в 170 м. При этом безводный и безгазовый период работы скважин составлял в среднем 153 дня, а добыча нефти до прорыва воды оценивалась всего в несколько тысяч тонн. Однако эта схема не была принята. Для того, чтобы решить вопрос о густоте сетки скважин, в начале 1955 г. на Анастасиевской площади был выделен опытный участок и разбурен 25 скважинами при расстояниях между ними 230 м.
К концу 1955 г. были получены убедительные данные об анизотропии пласта и о более благоприятных условиях работы скважин, на основе которых КФ ВНИИ был составлен проект разработки IV горизонта. По этому проекту разбуривание площади было закончено в 1960 г. Расстояние между эксплуатационными скважинами составляло 300-400 м, а на восточной периклинали на Троицкой площади даже 450 м. Скважины обсажены 6” и реже 5" колоннами. Колонны перфарировали в узком интервале (2-3 м, в основном 2,4 м) на расстоянии, преимущественно в 5 м от плоскости ВНК.
Нефтяная залежь разрабатывается с конца 1954 г. При анализе состояния разработки на 1/XII 1960 г. [3], когда из нефтяной залежи было добыто 9,9% геологических запасов нефти, было установлено следующее. Годовой отбор в 1960 г. был равен 2,8% от геологических запасов, а средний дебит скважины на конец года - 24,6 т. В 199 скважинах имелась вода, но в небольших количествах - до 1 % в 99 скважинах, до 3% в 54 скважинах, а средний ее процент в суточной добыче был равен 1,35. Около половины фонда скважин эксплуатировали при депрессиях до 1,2 ат, что обеспечивало гравитационно-напорный режим, а еще в 20% скважин не превышали депрессии в 2,5 ат. Пластовые давления практически оставались постоянными, так как их изменения находились в пределах точности замеров манометрами. На средней отметке ВНК (-1525 м) давления определялись в 157,6-158,0 ат, в нефтяном пласте и в газовой шапке - 157 ат.
Более полный анализ разработки был произведен КФ ВНИИ по состоянию на 1/XI 1961 г. [4]. К этому времени нефть давали более 90% скважин, а более 3% были наблюдательными и пьезометрическими. Из залежи в 1961 г. отобрано нефти 2,8%, а с начала разработки - 13% от начальных геологических запасов. Было замечено, что плоскость ВНК к этому ремени поднялась на 2,5-3,0 м, а ГНК практически оставалась неподвижным.
Работа фонда скважин была проанализирована по группам, выделенным по признакам из расположения на залежи и размещения интервала перфорации относительно плоскостей ВНК и ГНК.
Оказалось, что 85,5% всего фонда скважин работают при двухстороннем напоре (табл. 1).
Из табл. 2 и 3 видно, что интервалы перфорации в большинстве скважин размещены в 5-7 м от ВНК и в 10-15 м от ГНК.
Текущие среднесуточные дебиты скважин колебались от нескольких до 51,9 т (скв. 68) и на конец года в среднем составляли 23,2 т (табл. 4).
Наличие воды было отмечено в 204 скважинах, но в половине из них обводненность не превышала 1 %, в 44 скважинах она составляла от 1 до 10% и только в 7 скважинах достигала 25,3-51,7%. Газовый фактор соответствовал количеству растворенного в нефти газа (60-65 м3/т) и лишь в единичных скважинах (33, 34, 62, 152) резко повышался за счет прорыва газа из газовой шапки.
Анализ причин обводнения 47 скважин с содержанием воды более 5% позволил разбить их на три группы. К первой группе относятся 20 скважин, в которых обводнение связано с подтягиванием к интервалу перфорации конуса воды. При снижении дебита жидкости на 20-50%, а иногда и более 70% содержание воды в таких скважинах уменьшается, либо вода совсем исчезает.
Эффективным мероприятием по борьбе с обводнением в этом случае является также установка непроницаемых барьеров - «лепешек» в области контактов. По скв. 311, в которой произошел прорыв воды в виде конуса, в области ВНК был установлен барьер из высоковязкой нефти (45 м3). Для этого в области ВНК были прострелены «спецдыры», которые после закачки нефти были зацементированы. Скважина начала давать практически чистую нефть.
Опыт показывает, что даже простая закачка в обводненную скважину одной или нескольких порций дегазированной нефти в объеме 20-50 м3 на некоторое время снижает процент воды. Временное снижение обводненности дает обработка ПАВ (в одной из скважин в течение двух месяцев вода снизилась с 25 до 5%).
Вторая группа из 15 скважин обводняется за счет подтягивания «языков» воды по наиболее проницаемым прослоям, ограниченных глинистыми пропластками. Эти скважины не реагируют на снижение дебита жидкости и борьба с обводнением ведется изоляцией прослоев-обводнителей или переносом фильтра выше по разрезу. В остальных скважинах обводнение было связано с негерметичностыо цементного кольца или со взятием под фильтр перфорацией наряду с нефтяными и водяных пропластков (скв. 15).
Из 29 скважин, в которых расстояние верхних дыр от ГНК менее 10 м, прорыв газа отмечен в четырех скважинах. В двух из них фильтр находился в 3-4 м от ГНК, в третьей - 9,4 м. В скв. 34, где одновременно прорвались газ и вода, фильтр достигал 11 м и располагался в 6 м от ГНК и в 6,5 м от ВНК. Следует подчеркнуть, что прорыв газа в этих скважинах, по-видимому, обусловлен повышением дебитов до 60 т/сутки и более в опытных целях или по другим причинам. По скв. 62 суммарная добыча нефти до прорыва газа составила 120,5 тыс. т, в скв. 34-60,5 и в скв. 152-67,3 тыс. т. Ограничение добычи жидкости и закачка сырой нефти способствовали оттеснению газового конуса от забоя скважин. После этих мероприятий некоторое время скважины работали с нормальным газовым фактором.
Особенно тщательно были рассмотрены 8 скважин, по которым с 1955 г. проводился опыт повышенных отборов (50-60 т/сутки). За шестилетний период эксплуатации суммарные отборы из них составляли от 68,5 до 127 тыс. т нефти, но у всех скважин нарушился режим работы - в двух прорвался газ и в остальных вода. Последняя прорывалась даже в скважинах с расположением интервалов перфорации в 2,4-4,0 м от ГНК (скв. 30, 19, 31). В первой из них длина фильтра достигала 11 м. Прорыву воды обычно предшествовал и сопутствовал интенсивный вынос песка. Поскольку был установлен подъем ВНК при практически неподвижном ГНК, авторы рекомендовали при обводнении скважин переносить фильтр ближе к ГНК. Расстояние верхних дыр фильтра от ГНК должно выбираться с таким расчетом, чтобы депрессия при работе скважины в однородно-анизотропном разрезе не превышала гравитационного напора столба нефти над интервалом перфорации. По расчету это расстояние составляет 0,3 м от мощности нефтяного слоя [4]. По скважинам с разрезом, расчлененным глинистыми прослоями, фильтр переносят снизу вверх постепенно.
В течение 1962 г. из IV горизонта было отобрано еще 2,6%, а всего сначала разработки - 15,6% от геологических запасов нефти. Существенных изменений в эксплуатации скважин не произошло. Газовый фактор остается практически постоянным, а обводненность добываемой нефти в декабре 1962 г. в среднем составляла 2,5%, а в марте 1963 г. даже 2%. Обводнение в ряде скважин (332, 334, 336, 377 и др.) достигло 15-25% и (333, 341, 398) даже до 40 %. При этом некоторые скважины ухудшили фонтанирование или периодически останавливались (скв. 334).
Обозначались продвижение плоскостей ВНК и ГНК, а также снижение уровня в законтурной наблюдательной скв. 2. Последняя расположена на северном крыле складки в 0,8 км от ВНК. В начале разработки, залежи она слабо переливала водою, а в настоящее время уровень находится на глубине 6,5 м от устья. Следовательно, в нефтяной залежи пластовое давление снизилось не менее 1 ат. К сожалению, в пьезометрических скважинах (244, 80), прострелянных ниже плоскости ВНК, избыточные давления на устье не дают четких показаний из-за слабого газирования.
Б.В. Каличенко проанализировал продвижение плоскости ВНК по данным БКЗ в разное время пробуренных скважин. На промысле № 2 за первые 3 года разработки по рассмотренным участкам плоскость ВНК поднялась в пределах 2,5-3,0 м (табл. 5). Наблюдение за положением плоскости ГНК проводится при помощи периодического замера его методом НГК в скв. 21, 98, 155. В скв. 155 с 1960 г. по 1963 г. ГНК опустился примерно на 2 м, а по скв. 98 с 1957 г. по 1961 г. - на 1,6 м. По скв. 21 перемещение ГНК по аналогичным замерам не отмечено.
Понижение ГНК отмечается нами впервые. Раньше указывалось на неподвижность ГНК на основании исследования скв. 21. В этом случае была непонятна малая величина подъема ВНК при данном суммарном отборе нефти из пласта. По расчетам нефть должна быть вытеснена более чем из 5 м этажа нефтеносности пласта, а судя по скважинам, обводнилось менее 3 м. Вытеснение нефти устанавливается не только контурными и подошвенными водами, но и газовой шапкой, поэтому малая заводненность залежи находит свое объяснение. Но даже при учете движения кровли и подошвы нефтяной залежи видно, что осуществляемая система разработки обеспечивает принятый коэффициент нефтеотдачи 0,5 и, возможно, несколько больше. В дальнейшем намечено бурение нескольких оценочных скважин и дополнительные исследования для уточнения продвижения контактов и для выяснения других вопросов состояния разработки залежи нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Коротков С.Т., Шехтер Р.И. К вопросу промышленной разведки нефтяных и газовых месторождений. Труды ВНИИ, вып. XXX. Гостоптехиздат, 1960.
2. Бедчер А.З., Обухов О.К., Амелин И.Д. Об изучении неоднородности IV меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения в связи с его разработкой. Труды ВНИИ, вып. 11. Гостоптехиздат, 1963.
3. Зиновьева Л. А., Фейхин М.В. Состояние и перспективы разработки нефтегазовой залежи IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения. Тезисы доклада на Всесоюзном совещании по разработке нефтяных и газовых месторождений. 1961.
4. Амелин И.Д., Бедчер А.3., Обухов О.К., Фейгин М. В. Обобщение опыта разработки залежей нефти типа IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения и выдача рекомендаций промышленности по его разработке. Фонды КФ ВНИИ, 1961.
КФ ВНИИ
|
Характеристика напоров по группе скважин |
Количество скважин от общего фонда, % |
|
Двухсторонний напор подошвенной воды и газовой шапки |
85,5 |
|
Односторонний напор подошвенной воды |
8,5 |
|
Односторонний напор газовой шапки |
6,0 |
|
Расстояния нижних дыр фильтра от ВНК, м |
Количество скважин от общего фонда, % |
|
До 3,0 |
3.1 |
|
3,1-5,0 |
28,0 |
|
5,1-7,0 |
59,0 |
|
7,1-10,0 |
7,0 |
|
Более 10,0 |
2,9 |
|
Расстояния верхних дыр от ГНК, м |
Количество скважин от общего фонда, % |
|
Менее 10,0 |
10,3 |
|
10,1-15,0 |
64,0 |
|
15,1-20,0 |
24,0 |
|
Более 20,0 |
1,7 |
|
Диапазон дебитов жидкости скважин, т/сутки |
Количество скважин от общего фонда, % |
|
До 10,0 |
7,0 |
|
10,1-15,0 |
10,0 |
|
15,1-20,0 |
11,5 |
|
20.1-25,0 |
14,5 |
|
25,1-30,0 |
37,0 |
|
30,1-35,0 |
19,0 |
|
Более 35,0 |
1,0 |
|
По старым скважинам |
По новым скважинам |
Перемещение ВНК вверх по пласту |
|||||
|
№ скв. |
отметка ВНК, м |
дата замера ВНК |
№ скв. |
отметка ВНК, м |
дата замера ВНК |
за какое время |
величина, м |
|
679 |
1526,6 |
25/X 1957 |
409 |
1525,7 |
18/XI 1958 |
11 месяцев |
0,9 |
|
35 |
1530,0 |
20/XI 1957 |
401 |
1527,5 |
3/III 1959 |
15 месяцев |
2,5 |
|
316 |
1524,3 |
1/II 1957 |
569 |
1521,3 |
8/II 1960 |
3 года |
3 |
|
579 |
1525,6 |
26/Х 1958 |
529 |
1523,6 |
11/11 1960 |
16 месяцев |
2 |
|
333 |
1526,5 |
15/1 1957 |
549 |
1523,2 |
2/III 1960 |
3 года 2 месяца |
3,3 |
|
323 |
1524,9 |
16/1 1957 |
559 |
1522,6 |
23/III 1960 |
3 года 2 месяца |
2,3 |
|
331 |
1525,4 |
2/II 1957 |
556 |
1522,9 |
2/IV 1960 |
3 года 2 месяца |
2,5 |
|
329 |
1526,3 |
28/XII 1956 |
557 |
1522,8 |
3/V 1960 |
3 года 5 месяцев |
3,5 |
|
759 |
1529,5 |
10/ХII 1958 |
404 |
1527,7 |
13/VIII 1960 |
1 год 8 месяцев |
1,8 |
|
35 |
1530,0 |
20/XI 1954 |
586 |
1527,6 |
28/IX 1960 |
5 лет 10 месяцев |
2,4 |
|
336 |
1526,6 |
24/VIII 1957 |
581 |
1524,8 |
30/XI 1960 |
3 года 3 месяца |
1,8 |
|
574 |
1525,0 |
26/Ш 1957 |
812 |
1522,0 |
19/XII 1960 |
3 года 9 месяцев |
3,0 |
Рис. 1. Структурная карта IV мэотического горизонта Анастасиевско-Троидкого месторождения (составил М. В. Фейгин).
1 - изогипсы кровли IV горизонта; 2 - скважины, участвующие в построении структуры; 3 - чисто газовая часть залежи; 4 - газонефтяная часть залежи; 5 - нефтяная часть залежи.
Рис. 2. Геологический разрез IV мэотического горизонта по линии скважин 130-48.
1 - песок; 2 - глина; 3 - газ; 4 - нефть, а - песчано-глинистая часть; б - основная песчаная часть.