Продуктивные пласты, сформированные в зонах палеорусел, обычно отличаются сложностью строения и большой неоднородностью коллекторских свойств. К характерному примеру относится участок залежи мелекесского горизонта Жирновского месторождения в районе современного русла р. Медведица. Мелекесский горизонт (верхний башкирский ярус) залегает здесь над отложениями нижнебашкирского яруса, причем перемычка между ними, представленная глинистыми и карбонатными породами, местами сильно размыта и имеет невыдержанную по площади толщину. Вследствие этого в центральной части структуры с запада на восток прослеживается участок, характеризующийся повышенными общими и эффективными толщинами. Проницаемость коллектора по данным лабораторных исследований кернов изменяется в широких пределах – от 0,002 до 0,100 мкм² при среднем значении 0,031 мкм², а по данным гидродинамических исследований скважин – от 0,001 до 0,750 мкм².

Продуктивность скважин сильно изменчива по площади. На общем фоне низкопродуктивных скважин, работающих с дебитом нефти не более 1–2 т/сут, имеется несколько скважин, дебит которых составлял 8–10 т/сут. Особенно отчетливо неоднородность отдельных участков мелекесского горизонта проявилась после начала нагнетания в IV пласт этого горизонта горячей воды.

Необходимость термозаводнения обусловлена повышенной вязкостью нефти – в пластовых условиях при температуре 21 °С вязкость нефти равна 20 мПа•с, а повышение температуры до 60–70 °С позволяет снизить вязкость нефти в 4–5 раз. При этом согласно расчетам коэффициент нефтеотдачи возрастает от 0,20 до 0,33–0,35.

Нагнетание в пласт горячей воды осуществляется с января 1982 г. через четыре скважины: 700, 1011, 1020, 1016 (рис. 1). Вода нагревается в подогревателях трубопроводных ПТ-16/150 до температуры 110–115°С. На устье нагнетательных скважин температура воды составляет 102–105 °С, на забое – 60–70 °С.

Первоначально была введена одна нагнетательная скв. 1016, ее приемистость оказалась намного выше ожидавшейся, исходя из данных о проницаемости мелекесского горизонта и составляла 100– 150 м^з/cyт при давлении на устье 2,5–4,0 МПа. Через два месяца начала реагировать на закачку горячей воды добывающая скв. 1015, расположенная юго-западнее нагнетательной скв. 1016. Дебит жидкости скв. 1015 увеличился от 5–6 до 25 м^з/cyт, а затем до 40–42 м3/сут. Обводненность продукции постепенно выросла от 1 до 30 %.

Остальные добывающие скважины, расположенные вокруг скв. 1016 на расстоянии 100–150 м, практически не реагировали на закачку в пласт горячей воды. Лишь в скв. 925 через год после начала термозаводнения дебит жидкости резко возрос от 1,2 до 20–30 м3/сут, а обводненность увеличилась от 1 до 98 %.

Вторая нагнетательная скв. 700 введена в конце 1982 г. В этой скважине перфорацией вскрыта только верхняя часть пласта (верхние 10 м из общей толщины IV пласта, равной в этом районе 23,6 м). Такое вскрытие обосновано необходимостью обеспечения условий, предотвращающих возможные прорывы нагнетаемой в пласт горячей воды по пропласткам в нижней части пласта или через “окна”, по которым в некоторых местах мелекесский горизонт сообщается с нижнебашкирскими отложениями. Приемистость скв. 700 составила 100 м³/сут при давлении на устье скважины 11,5–12,0 МПа.

В двух других нагнетательных скважинах 1011 и 1020 IV пласт вскрыт перфорацией полностью (рис. 2). Эти скважины введены в работу в 1985 г. и начальная их приемистость была 50–60 м³/сут при давлении на устье 8–10 МПа.

Общий темп нагнетания горячей воды на рассматриваемом участке в течение 1985–1990 гг. изменялся в пределах 150–200 м³/сут. Для увеличения охвата пласта вытеснением применяется нагнетание горячей воды в циклическом режиме: одновременно в работе находятся только две скважины из четырех; периодически через 15 сут вводятся в работу две простаивавших скважины, а работающие останавливают.

Температура на забое добывающих скважин, расположенных на расстоянии 100 м от термонагнетательных, увеличилась от 21 до 26–33 ° С (таблица).

В течение девяти лет добыча нефти по группе скважин, находящихся в зоне вокруг сформировавшегося очага нагнетания, в целом увеличилась в несколько раз, но при этом только одна скв. 1015 давала основную часть дополнительно добываемой нефти. Дебит жидкости этой скважины в отдельные годы составлял 90–100 м^з/cyт, а обводненность продукции варьировала в пределах 20–60 %, по остальным скважинам прекратилось наблюдавшееся до воздействия на пласт снижение дебитов, а по некоторым скважинам отмечался рост дебитов на 20–50 % по сравнению с прогнозными значениями без воздействия на пласт.

Изменение среднего дебита нефти по скважинам мелекесского горизонта в зависимости от накопленной добычи по фактическим данным и расчетных значений (рис. 3) определяется по формуле

q=1,58ехр(–6,444 · 10^-7 SQ),

где q – средний дебит нефти по всем (кроме горизонтальных) скважинам мелекесского горизонта, м3/сут; SQ – условная накопленная добыча нефти из всех (кроме горизонтальных) скважин мелекесского горизонта, м. Эта формула получена в результате статистической обработки промысловых данных за три года, предшествовавших началу закачки горячей воды (1979–1981 гг.).

При суммарном объеме закачанной в пласт горячей воды 500 тыс. м³ дополнительно добыто 90 тыс. т нефти, т. е. на 1 т дополнительно добытой нефти расходовано 5,5 м³ горячей воды. При оценке дополнительно добытой нефти весь полученный эффект отнесен на закачку горячей воды, так как проводившиеся ранее на данном объекте промысловые эксперименты по нагнетанию в пласт ненагретой воды не дали положительных результатов: в связи с охлаждением пласта закачиваемой водой приемистость нагнетательной скважины быстро снизилась, имелись прорывы воды к ближним добывающим скважинам.

Закачка горячей воды способствует сохранению приемистости нагнетательных скважин, что позволяет осуществлять процесс заводнения. При этом коэффициент вытеснения мелекесской нефти водой, по данным Н. В. Романенко и др.*, увеличивается от 0,44 при температуре 16 °С до 0,77 при температуре 40 °С; при дальнейшем повышении температуры до 70 °С коэффициент вытеснения становится равным 0,78.

Охват вытеснением по площади в условиях неоднородного низкопроницаемого коллектора, в основном, обусловлен характером распространения слоев с повышенной проницаемостью. По этой причине добывающие скважины, расположенные вблизи нагнетательных, но не имеющие с ними хорошей гидродинамической связи (на удалении 100 м), длительное время работают с небольшой обводненностью (до 10–15 %), в то время как по некоторым удаленным скважинам (на расстоянии 1000 м и более) отмечено поступление пресной воды в больших количествах. Скважины 1015 и 925, расположенные на одной линии с нагнетательной скв. 1016, сильнее реагировали на нагнетание в пласт горячей воды чем другие, расположенные на таком же расстоянии от скв. 1016. Это, вероятно, связано с тем, что в пределах рассматриваемого участка с юго-запада на северо-восток узкой полосой протянулась зона повышенной проницаемости, по-видимому, обусловленная наличием на данном участке палеорусла. Размыв породы и отложения, сформировавшиеся в ложе палеорусла, хорошо видны на профиле (см. рис. 2), проведенном перпендикулярно “берегам” предполагаемого палеорусла.

Таким образом, палеорусло, обнаруженное в пределах участка термозаводнения IV пласта мелекесского горизонта Жирновского месторождения, послужило своего рода “галереей”, характеризующейся повышенной проницаемостью. Скважина 1015, попавшая в эту полосу, обеспечила высокий темп отбора жидкости, а расположенные вокруг палеорусла нагнетательные скв. 700, 1011, 1020– поступление нефти в “галерею” повышенной проницаемости из низкопроницаемой зоны, окружающей палеорусло. За счет этого возрос и длительное время оставался на высоком уровне дебит скв. 1015.

Как показал опыт разработки с применением термовоздействия нефтяных пластов, имеющих участки (или полосы) с повышенной проницаемостью пласта-коллектора, добывающие скважины целесообразно размещать в этих зонах, а термонагнетательные скважины – за их пределами. Это позволяет повысить охват пласта вытеснением и увеличить темпы отбора нефти.

* Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов с применением методов тепловоздействия / Н. В. Романенко, В. ф. Сомов, А. К. Шевченко и др. // Нефтяная и газовая промышленность: Обзор, информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.– 1990.

The results of thermal flooding of Melekesski horizont pool at Jirnovski field are analysed. The horizont is characterised by high heterogenity of the bed resevoir and high content of resin in bed oil. River-bed deposits are revealed at the area during the undertaken works. Productivity of wells, wich strip these deposits, is several times higher, then the one out of this area. It is reflected well at the obteined results.

1 – добывающие скважины: a – вертикальные, б – горизонтальные, в – нагнетательные; 2 – границы: a – зоны палеорусла, б – охранной зоны р. Медведица

1 – песчаники; 2 – границы интервалов перфорации; римские цифры: I, II – соответственно кровля и подошвы IV пласта мелекесского горизонта, III – предполагаемое палеорусло