УДК 622.553.982 (471.41) |
|
|
А.М. Зинатуллина, И.Г. Полуян |
О ХАРАКТЕРЕ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ДI БАВЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
При разработке залежей нефти с поддержанием пластового давления при помощи закачки воды большое значение имеет контроль за перемещением контуров нефтеносности и подъемом водо-нефтяного контакта (ВНК). Постоянно контролируя их, можно своевременно регулировать отбор нефти и закачку воды.
Пласт ДI на Бавлинском нефтяном месторождении находится в разработке с применением законтурного заводнения с июля 1952 г. Для прослеживания за продвижением контуров нефтеносности и подъемом ВИК с 1955 г. регулярно проводится комплекс промысловых и радиометрических исследований в контрольных и эксплуатационных скважинах. Кроме того, используются данные бокового электрозондирования (БЭЗ) по вновь пробуренным скважинам.
С середины 1958 г. в зоне отбора нефти сетка скважин была разрежена остановкой 50% эксплуатационных скважин и добыча этих скважин была переложена на соседние. Существенных изменений в отборе нефти и закачки воды при этом не произошло.
Перемещение внутреннего контура нефтеносности определяется как по данным геофизических исследований в скважинах, так и по появлению воды в пробах нефти, отбираемых из скважин. Перемещение внешнего контура нефтеносности устанавливается по полному обводнению эксплуатационных скважин, которое подтверждается данными радиометрии. Такое определение перемещения контуров, особенно внутреннего, имеет некоторые условности из-за неполного вскрытия перфорацией продуктивного пласта во многих эксплуатационных скважинах. Однако указанная неточность для практического использования не имеет большого значения.
Площадь, по которой произошло перемещение внутреннего контура нефтеносности, с начала разработки и до января 1963 г. составила 2570 га, или 67,5% площади первоначальной нефтяной части залежи. За 1962 г. эта площадь увеличилась на 163 га.
Наибольшее перемещение внутреннего контура отмечено на северо-востоке и юге залежи (рис. 1), что объясняется монолитностью и хорошими коллекторскими свойствами пласта на данных участках. На западе и севере залежи внутренний контур нефтеносности перемещается примерно параллельно первоначальному.
Крайне редкая сеть эксплуатационных и нагнетательных скважин в водонефтяной зоне залежи и незначительное количество исследований не позволяют уверенно интерпретировать характер перемещения внешнего контура. Однако радиометрические исследования (РК), проведенные за последние два года в контрольных скв. 484, 481, 443, 482 (по данным РК пласт ДI в этих скважинах полностью обводнен), а также интенсивное обводнение эксплуатационных скв. 228, 459, 456, 492, 3, 216, 218 подтверждают вывод о довольно быстром перемещении внешнего контура нефтеносности как на севере и северо-востоке, так и на северо-западе залежи.
За 1962 г. ВНК определялся различными методами, в том числе по данным: радиокаротажа в 31 скважине (из 41 замеренных); и по БЭЗ в 5 скважинах, пробуренных в водонефтяной части залежи (северо-восток). По данным РК и БЭЗ наибольший подъем ВНК отмечен на востоке залежи (по скв. 332, 238) до 4,2 м, на западе на 1,5 м (скв. 443) и на севере до 3,7 м (скв. 489).
Самая высокая отметка ВНК (-1465,2 м) наблюдается на востоке залежи в скв. 332; самая низкая (-1484,6 м) -на крайнем, северо-востоке в скв. 398. Низкие отметки ВНК на этом участке подтверждаются и результатами вновь пробуренных скважин (232, 274, 399).
Кроме замеров в действующих эксплуатационных скважинах, радиометрические исследования производились в некоторых остановленных (в связи с разрежением сетки) скважинах (табл. 1).
Все скважины (исключая скв. 62) на дату остановки (май, 1958) фонтанировали чистой нефтью. Как показывают данные радиокаротажа, в этих скважинах также происходит подъем водо-нефтяного контакта.
Приведенные данные, а также характер стягивания внутреннего контура нефтеносности (см. рис. 1) доказывают, что в условиях Бавлинского месторождения вытеснение нефти из пласта при разреженной вдвое сетке скважин (500X800 м) происходит равномерно без образования языков обводнения.
При анализе произведенных радио- и электрокаротажных исследований за 1960- 1962 гг. можно отметить следующее.
1. В некоторых скважинах отмечено понижение положения водо-нефтяного контакта. Так, в скв. 261 по БЭЗ (июнь, 1951) ВНК отбит на отметке -1489,1 м, а по данным РК от августа 1962 г. - на отметке -1489,9 м. Эта скважина расположена на севере месторождения во втором эксплуатационном ряду и с 1958 г. не эксплуатируется.
В контрольной скв. 483, расположенной на севере между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами, по данным РК от августа 1961 г. ВНК отбит на отметке-1476,7 м, а в ноябре 1962 г. - на отметке -1477,8 м.
При сопоставлении изменения положения ВНК по скв. 406 и 489, расположенных также на севере залежи, отмечено, что в скв. 406 ВНК по данным БЭЗ в июне 1952 г. определен примерно на отметке -1486,8 м, а в скв. 489, пробуренной в январе 1959 г. на расстоянии 700 м южнее к зоне отбора, ВНК по данным БЭЗ отбит на отметке -1488,8 м, или на 2 м нише, чем в скв. 406.
Такое явление связано с перемещением нефти по пласту от линии нагнетания к зоне отбора, что ранее отмечалось по эксплуатационной скв. 216 (Султанов С.А., Полуян И.Г. О некоторых особенностях продвижения водонефтяного контакта. Нефт. хоз., № 11, 1959.).
После ввода скв. 489 в эксплуатацию (июнь, 1959) по данным радиометрии произведено несколько прослеживаний за положением ВНК и был установлен быстрый подъем ВНК.
В августе 1960 г. зеркало воды в пласте отбито на отметке -1479,6 м, а в ноябре 1962 г. - на отметке -1475,2 м. Кровля пласта в этой скважине имеет отметку -1474,4 м. Результаты исследования скважины подтверждаются и данными эксплуатации: в течение последних четырех месяцев при работе скважины с дебитом жидкости 80 т/сутки обводненность составляет 98%.
Высокие скорости подъема ВНК в районе скв. 489 объясняются не столько отборами нефти в ней (добыча нефти за время эксплуатации составляет 75 тыс. т), сколько вытеснением нефти в сторону внутренних рядов эксплуатационных скважин.
Активное вытеснение нефти из пласта в результате заводнения подтверждается также в районе скв. 525, 483, 484 (см. рис. 1). Скв. 525 пробурена в июне 1953 г. на севере залежи для нагнетания воды. Верхние 7,2 м от кровли пласта (отметка кровли -1476,8 м) нефтенасыщены до отметки -1484 м. Скважина введена под нагнетание в июле 1954 г. с приемистостью 1100 м3/сутки.
В последующем объемы закачки возросли и в настоящее время составляют около 2000 м3/сутки.
Суммарная закачка воды по скважине на начало 1963 г. равна 4,58 млн. м3, или 28% от общей закачки на северном участке.
В контрольных скв. 483, 484, пробуренных в 1958 г., южнее скв. 525 на расстоянии 800-1000 м, по данным БЭЗ ВНК отбит на отметках -1486,4 и -1485,6 м, или соответственно на 2,4 и 3,6 м ниже, чем в скв. 525.
Более низкое положение отметок зеркала воды в скв. 483, 484 свидетельствуют о вытеснении нефти из пласта в районе скв. 525 в зону отбора.
Последующими наблюдениями в контрольных скв. 483, 484 установлено интенсивное вытеснение нефти, в результате- чего в скв. 484 к началу 1962 г. пласт обводнился полностью до кровли (отметка -1475,7 м), а в скв. 483 в конце 1962 г. ВНК отбит на отметке -1477,8 м.
2. На западном крыле залежи на отдельных обособленных участках отмечается весьма замедленный темп подъема ВНК, подтверждаемый радиометрическими исследованиями в контрольных скв. 451, 452, 454, 493 и 446.
Такое замедленное перемещение ВНК в указанных скважинах объясняется тем, что кровельная часть пласта представлена заглинизированными песчаниками (рис. 2).
Для интенсификации разработки таких застойных участков необходимо бурение дополнительных эксплуатационных скважин.
3. В некоторых скважинах, как указывалось ранее, отмечается неравномерное обводнение пласта по мощности снизу вверх в наиболее проницаемых пропластках пластовой или опресненной водой.
В контрольной скв. 355, расположенной на юге месторождения, на расстоянии 1200 м от нагнетательных скв. 509 и 519 по БЭЗ (октябрь, 1956), пласт в интервале 1763,6-1765,2 м представлен нефтеносным алевролитом, в интервалах 1766,4-1769 и 1769,4-1772,4 м - нефтеносным песчаником, а в интервале 1772,4-1776,6 м - переходной зоной; в интервале 1777,5-1779.6м - нефтенасыщен, а ниже 1779,6-1780.6 м представлен переходной зоной и еще ниже водоносным песчаником (рис. 3).
При регулярных замерах в 1959-1960 гг. методами НГК, ННК и НА Na и С1 неравномерное обводнение пласта не отмечалось. В 1961 г. при исследовании скважины методом НГК с борным окружением, а в 1962 г. - импульсным нейтрон-нейтронным каротажем (ИННК) отмечается расслоение пласта по характеру насыщения. По данным РК 1962 г. пласт в интервале 1763,6-1765 м в кровле нефтенасыщен, 1767-1772 м насыщен пластовой водой, 1772-1776,4 м песчаник насыщен опресненной водой; 1777,5-1778,2 м песчаник вновь насыщен нефтью и ниже - обводнен пластовой водой.
Как показывают результаты радиометрических исследований, на данном участке пласта, несмотря на его неоднородность, также происходит вытеснение нефти, хотя более замедленными темпами.
В расположенной рядом остановленной эксплуатационной скв. 354 пласт песчаника имеет мощность 9,2 м.
В результате радиометрических исследований, проведенных в конце 1960 г., кровля пласта в интервале 1803,2-1805,6 м обводнена опресненной водой, а с глубины 1807,6 м - пластовой.
Такой характер обводнения пласта свидетельствует о некоторой неоднородности пласта по проницаемости, если даже по данным электрокаротажа эта неоднородность и не отмечается.
Поэтому при радиокаротаже необходимо тщательно исследовать не только переходный от нефти к воде участок пласта, но и участок по всей его мощности.
В результате исследований, проведенных на скважинах, можно сделать следующие выводы.
1. При разработке пласта ДI с поддержанием пластового давления заводнилось около двух третей первоначальной нефтяной части залежи. При этом обводнение залежи происходит более или менее равномерно без образования языков.
2. Текущий подъем водо-нефтяного контакта на разных участках происходит неравномерно, что обусловливается неоднородностью пластов-коллекторов и суммарным объемом закачки воды.
3. На примере скв. 261, 483, 484, 489 установлено понижение водо-нефтяного контакта, что объясняется вытеснением нефти по пласту из водонефтяной части залежи к зоне отбора.
4. Исследования неоднородных пластов в скв. 354, 355 при помощи ИННК подтвердили неравномерное обводнение песчаников по мощности. При этом установлено, что вначале нефть вытесняется пластовой водой, которая впоследствии замещается на пресную.
Бавлынефтъ
№ скв. |
Интервал пласта в абсолютных отметках, м |
ВНК по БЭЗ и дата замера |
ВНК по РК и дата замера |
Отметки перфорации пласта, м |
62 |
1467,9-1483,5 |
Не отмечен (июль, 1950) |
1474,5 (октябрь, 1962) |
1467,5-1477,5 |
333 |
1462-1485 |
То же (март, 1952) |
ВНК не прослежен (апрель, 1960); 1477,4 (март, 1961) |
1462-1472 |
237 |
1465,0-1481,4 |
Не отмечен (октябрь, 1951) |
1472,4 (июль, 1960) |
1464,4-1469,4 |
77 |
1467,4-1478,4 |
То же (сентябрь, 1950) |
1477,4 (матр, 1960) |
1471,2-1474,8 |
393 |
1473,8-1483,4 |
То же (октябрь, 1954) |
1479,2 (январь, 1960) |
1473,8-1483,4 |
346 |
1466,0-1475,8 |
То же (апрель, 1954) |
Возможно 1474,2 (август, 1960) |
1466,2-1473,2 |
№ скв. |
Интервал пласта в абсолютных отметках, м |
ВНК по БЭЗ (в м) и дата проведения |
ВНК по РК (в м) в абсолютных отметках |
Примечания |
452 |
1477,8-1495,4 |
-1487,6 (23/VII 1956) |
-1482,3 (26/VII 1956) |
В интервале -1479,1-1479,5 м глинистый пропласток |
-1478,7 (9/IX 1958) |
||||
-1478,5 (2/VI 1959) |
||||
-1480,4 (29/XII 1960) |
||||
-1480,4 (30/IX 1961) |
||||
-1480,4 (28/V 1962) |
||||
-1480,4 (20/XI 1962) |
||||
454 |
1474,8-1491,6 |
-1485,6 (7/1II 1956) |
-1482,6 (13/VIII 1958) |
В интервале -1476,8-1480,4 м. песчаники заглинизированы |
-1482,6 (14/V 1959) |
||||
-1481,6 (19/IV 1960) |
||||
-1481,6 (12/IV 1961) |
||||
-1481,4 (15/VIII 1961) |
||||
-1482,4 (12/IV 1962) |
||||
-1482 (28/IX 1962) |
||||
446 |
1480,6-1489,2 |
-1485,6 (13/V 1955) |
-1483,6 (5/IX 1955) |
|
-1483,1 (14/V 1959) |
||||
-1483,1 (9/XI 1959) |
||||
-1482,6 (24/V 1960) |
||||
-1483,1 (2/XI 1960) |
||||
-1483,1 (13/IV 1962) |
||||
-1482,4 (октябрь, 1962) |
Рис. 1. Схема перемещения контуров нефтеносности.
Скважины: 1 - действующие; 2 - контрольные; 3 - нагнетательные; 4 - остановленные на эксперимент; 5 - пьезометрические; 6 - ликвидированные. Площадь перемещения: 7 - внутреннего контура нефтеносности; 8 - внешнего контура нефтеносности.
Рис. 2. Геологический профиль по линии скв. 513-293.
1 - нефтеносная часть пласта; 2 - выработанная мощность пласта; 3- водоносная часть пласта.
Рис. 3. Характер вытеснения нефти из пласта по контрольной скв. 355.
1 - нефтеносная часть пласта; 2 – переходная зона; 3 - часть пласта, насыщенная пластовой водой; 4 - часть пласта, насыщенная опресненной водой.