К оглавлению	УДК 622.553.982 (471.41)
	А.М. Зинатуллина, И.Г. Полуян

О ХАРАКТЕРЕ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА Д_I 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 Д_I 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 Д_I 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 Д_I 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

Таблица 1

№ 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

Таблица 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.