К оглавлению

О предварительных результатах промышленного эксперимента на Бавлинском месторождении

Ф.А. БЕГИШЕВ, Р.Ш. МИНГАРЕЕВ, И. Г. ПОЛУЯН, А.И. ГОРЮНОВ

Многие проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений являются дискуссионными. К ним в первую очередь относятся такие вопросы, как плотность размещения эксплуатационных скважин, оптимальные дебиты их, конечный коэффициент нефтеотдачи пластов, допустимые давления на линии нагнетания.

Сейчас в практике разработки крупных нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления рекомендуется сравнительно редкая сетка скважин (до 60 га на одну скважину) с максимально возможными расчетными дебитами и давлениями на линии нагнетания, значительно превышающими начальное пластовое давление. При этом принимается, что потери нефти при редком размещении эксплуатационных скважин незначительны и не превышают 5% от промышленных запасов, если расстояние между скважинами не больше 1000 м. Эта тенденция получила широкое отражение в работах ВНИИ за последние 5-6 лет, в частности в проектах разработки Ромашкинского месторождения и отдельных его площадей.

Новые принципиальные положения, выдвинутые ВНИИ, подверглись широкому обсуждению на заседаниях Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений МНИ в марте 1957 г. при рассмотрении проектов разработки Шкаповского и некоторых площадей Ромашкинского месторождений. Многие из этих положений встретили возражения геологов и технологов, опасающихся возможности больших потерь нефти из-за редкой сетки скважин и применения давлений нагнетания, превышающих начальное пластовое давление.

Для практической проверки некоторых из названных положений Центральная комиссия приняла предложение нефтяников Татарии о проведении на Бавлинском месторождении исследовательских работ. Необходимо было определить возможность обеспечения достигнутого уровня добычи нефти по месторождению при остановке половины эксплуатационных скважин и без увеличения объема закачки воды в пласт.

Бавлинское месторождение вполне отвечало требованиям таких исследований как по своим геологическим условиям, так и по состоянию его разработки.

На Бавлинском месторождении, открытом в 1946 г., основным эксплуатационным объектом является пласт Д_I пашийских слоев франского яруса девона, сложенный сравнительно однородными, высокопроницаемыми (600 миллидарси) песчаниками со средней пористостью 20,6%. Начальное пластовое давление 172 ат. Залежь приурочена к пологому куполовидному поднятию значительных размеров.

Пласт Д_I до 1958 г. полностью разбурен. Эксплуатационные скважины, в основном размещенные в пределах внутреннего контура нефтеносности, включая и самую сводовую часть залежи, расставлены кольцевыми и полукольцевыми рядами (более или менее параллельными этому контуру) с расстоянием между ними 500 м и между скважинами 400 м. Нагнетательные скважины расположены неравномерно за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 1,5- 3 км от внешнего эксплуатационного ряда и 1-3,5 км друг от друга.

К началу эксперимента основная часть нефти (более 90%) из пласта Д_I была извлечена фонтанным способом. На 1 мая 1958 г. в действующем эксплуатационном фонде было 80,7% фонтанных, 10,5% оборудованных погружными электронасосами, 7,3% глубиннонасосных скважины и 1,5% скважин, фонтанировавших периодически.

Значительная часть действующих эксплуатационных скважин обводнена. Из них воды менее 1 % содержится в 40 скважинах, 1-5% - в 20 скважинах, 5-15%-в 17 скважинах и свыше 15%-в остальных скважинах. Все скважины с обводненностью более 1 % расположены за текущим внутренним контуром нефтеносности, а скважины с меньшим процентом обводненности - как в пределах внутреннего контура, так и за ним.

Законтурное заводнение осуществляется через 26 нагнетательных скважин с суточной закачкой воды 18,3 тыс. м³.

Приемистость скважин колеблется от 200 до 1700 м³ и в среднем составляет 700 м³/сутки. Суммарная закачка воды по периметру залежи распределяется неравномерно, что связано прежде всего с неоднородностью коллекторских свойств пласта, а также разновременностью начала закачки на отдельных участках. За последние годы положение несколько улучшено путем ввода новых нагнетательных скважин и производства гидравлического разрыва пласта в скважинах с малой приемистостью. Тем не менее и сейчас закачка полностью не выровнена, что создает условия для неравномерного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности.

За последние 5 лет суточная добыча нефти сохраняется почти на одном уровне и немного выше, чем предусмотрено проектом.

В таблице приведены данные изменения пластового давления по пласту Д_I Бавлинского месторождения (по состоянию на 1 января каждого года).

Давление на линии нагнетания длительное время сохраняется на уровне 190-210 ат.

Из таблицы можно видеть неравномерность изменения пластового давления по залежи, что объясняется изменениями темпов отбора и закачки жидкости во времени. Так, закачка воды, достигнув 21,5 тыс. м³/сутки в конце 1956 г., в последующее время была снижена до 18 тыс. м³/сутки вследствие чрезмерного повышения пластового давления. Далее из-за плохой откачки нефти с промыслов в течение ряда лет в определенные месяцы (преимущественно в январе - апреле) общая добыча нефти снижалась и это вело к увеличению пластового давления. Вместе с тем увеличение добычи нефти для компенсации недобора за последующие месяцы приводило к значительному падению пластового давления.

В результате разработки начальный внутренний контур нефтеносности на различных участках залежи продвинулся от 200 до 1300 м в зависимости от суммарного объема закачанной воды, интенсивности отбора нефти и коллекторских свойств пласта. Текущий внутренний контур нефтеносности перемещался более или менее параллельно начальному его положению без образования заметных языков обводнения. Площадь кольца между начальным и современным положением внутреннего контура нефтеносности составляла 13,2 км² от начальной площади безводной зоны залежи.

Таким образом, к началу промышленного эксперимента пласт Д_I на Бавлинском месторождении был полностью разбурен, достигнуты и значительно превзойдены проектные объемы отбора нефти и закачки воды, пластовое давление обеспечивало фонтанирование абсолютного большинства скважин, средневзвешенная величина его по залежи в целом достигла начального значения, обводненность добываемой нефти не превышала 3-3,5%, стягивание контуров нефти и воды происходило сравнительно равномерно по всему периметру. Все это позволило нам предложить Бавлинское месторождение для такого крупного эксперимента.

Основной задачей последнего, как уже было сказано, являлось выяснение влияния плотности размещения эксплуатационных скважин на величину текущего отбора нефти путем выключения половины фонда действующих скважин при условии сохранения объема закачиваемой воды в пласт. Перед осуществлением эксперимента была проведена большая подготовительная работа и решен ряд практических задач.

В частности, были рассмотрены различные варианты проведения эксперимента, установлена рациональная последовательность выключения скважин и необходимое для этого время, с тем чтобы обеспечить плановую добычу нефти промыслами в период выключения скважин. ВНИИ произвел расчет на электроинтеграторе дебитов и забойных давлений по скважинам и определил возможные изменения пластового давления в процессе эксперимента. Одновременно на основе исследований, проведенных на месторождении в течение ряда лет, были уточнены геологическое строение пласта и его коллекторские свойства. Рассматривались два варианта остановки эксплуатационных скважин в каждом ряду:

1. отключаются скважины 1, 3, 5... и добыча из них перекладывается на скважины 2, 4, 6...;

2. отключаются скважины 2, 4, 6... и эксплуатируются скважины 1, 3, 5...

Оба варианта оказались равноценными.

Принятый план предусматривал остановку 42,7% скважин и для сохранения суточной добычи нефти увеличение дебитов по некоторым скважинам. Скважины, расположенные в основном в водо-нефтяной зоне и эксплуатирующиеся со значительным содержанием воды, а также малодебитные насосные и периодически фонтанирующие скважины, пробуренные на участках с худшими коллекторами, должны были работать без изменения режима.

Остановка эксплуатационных скважин через одну в ряду осуществлена за 26 дней (с 20 мая по 14 июня 1958 г.) без какого-либо ущерба для добычи нефти и лишь с небольшими отклонениями от плана. Фактически было остановлено 40,6% всего эксплуатационного фонда скважин; к тому времени остальные скважины из числа намеченных к остановке находились в бездействии.

Добыча нефти по остановленным скважинам была переложена на скважины, расположенные преимущественно в сводовой части залежи. Дебит по двум скважинам не мог увеличиться из-за низкой производительности установленных на них погружных электронасосов, одна скважина при увеличении штуцера уменьшила дебит и две находились в капитальном ремонте. По девяти скважинам рассчитанные на электроинтеграторе дебиты не были достигнуты. Расхождения составляли от 5 до 86 т (в общей сумме 311 т). Недобор по этим скважинам был дополнительно перераспределен на другие скважины.

Сейчас в действующем эксплуатационном фонде находится 77% фонтанных, 11,1% скважин, эксплуатирующихся при помощи погружных электронасосов, 6,9% скважин - при помощи глубинных насосов и 5% работают периодически. На 1 ноября 1958 г. среднесуточный дебит фонтанных скважин равен 114 т и скважин с погружными электронасосами - 32 т. Дебит скважин этих основных категорий по сравнению с дебитами на 1 мая 1958 г. увеличен соответственно на 52 т (84%) и 6 т (23%).

Схема расположения действующих и остановленных скважин приведена на рис. 1.

До начала экспериментальных работ среднесуточные дебиты были распределены довольно равномерно по всей площади, за исключением внешнего полуряда и скважин, расположенных в краевых частях ее. В связи с экспериментом произошли значительные изменения в этом распределении. Дебиты эксплуатационных скважин внутренних рядов были увеличены на 135-150%, внешних лишь на 30-65% (рис. 2). Такое перераспределение добычи нефти по залежи способствует более равномерному стягиванию внутреннего контура нефтеносности.

После произведенного перераспределения добычи нефти по залежи дебиты скважин в течение июня и июля не изменились. Однако уже в августе по ряду скважин отмечено снижение дебитов, а также буферного и пластового давлений, что в сентябре еще более усилилось. Это вызывало необходимость нового перераспределения добычи между действующими скважинами. В сентябре многие скважины работали на предельных фонтанных дебитах при избыточном давлении на устье от 3 до 6 ат. При этом некоторые скважины даже при значительном увеличении штуцера не обеспечивали дальнейшего увеличения дебитов. В результате нефтепромыслы были лишены резерва добычи и от них требовалась исключительно четкая работа по обеспечению выполнения плана.

Уменьшение пластового давления в первые месяцы эксперимента являлось, по-видимому, закономерным, так как оно было отмечено и при моделировании эксперимента на электроинтеграторе. Оно зафиксировано по всей залежи, причем в сентябре давление снизилось по сравнению с давлением на 1 апреля 1958 г. в зоне отбора на 4 ат, в кольцевой зоне на 2,9 ат и по залежи в целом на 1,9 ат. Однако по состоянию на 1 ноября 1958 г. средневзвешенное пластовое давление вновь выросло более чем на 2 ат как в зоне отбора, так и по всей залежи; дальнейшее увеличение его, очевидно, приведет к восстановлению дебитов скважин. Изменение давления происходило равномерно по площади без образования обособленных воронок депрессии (см. рис. 1).

При проведении экспериментальных исследований на месторождении произошли некоторые изменения в обводненности скважин. В скважинах, находящихся в водонефтяной части пласта Д_I и дававших преимущественно обводненную нефть, не произошло, как указывалось выше, значительного изменения отборов. Несмотря на это, отмечено увеличение обводненности скважин на разных участках залежи. Так, она возросла от 2,5 до 4,5% в скв. 264, от 6,2 до 9,1% в скв. 44, от 12 до 24% в скв. 59 и 262, от 15 до 36,6% в скв. 213. Следует, однако, подчеркнуть, что здесь происходило постепенное обводнение пласта, связанное с нормальным подъемом водонефтяного контакта и оно, по-видимому, наступило бы и без эксперимента.

Более пристального внимания заслуживает обводненность скважин, работающих при увеличенных отборах в зоне перемещения внутреннего контура нефтеносности. Некоторые из них также начали более заметно обводняться. С мая по ноябрь обводненность увеличилась по скв. 250 от 0,8 до 3% и по скв. 271 от 0,5 до 3,5%, что, видимо, являлось результатом увеличения отбора из них соответственно до 155 и 250 т/сутки вместо прежних дебитов 80 и 60 т/сутки. Обе эти скважины расположены в небольших структурных прогибах, по которым происходило подтягивание подошвенной воды. В результате последующего ограничения дебитов этих скважин до 90-100 т/сутки содержание воды стабилизировалось. Безводная до октября 1958 г. скв. 114 к настоящему времени быстро обводнилась до 9%. Снижение дебита с 200 до 100 т/сутки не изменило положения. Это объясняется особенностью перемещения ВНК на данном участке, где закачиваемая в пласт вода продвигалась фронтально и привела к быстрому обводнению нефтяных скважин.

Из всего действующего в настоящий момент фонда обводнено 56,4% скважин, из них: до 1% - 14, 1-5% - 9, 5-15% - 14 и свыше 15% - остальные скважины.

Контроль за обводненностью скважин на промыслах Бавлинского месторождения в период эксперимента приобретает особое значение и он в связи с этим значительно усилен. Большую помощь при этом должны оказать геофизические методы исследований скважин, в частности по определению положения водо-нефтяного контакта в эксплуатационных скважинах. К сожалению, этот вопрос до сих пор окончательно не решен положительно. Из 55 определений на Бавлинском месторождении (преимущественно методами гамма-каротажа и нейтронного гамма-каротажа) более или менее качественными оказались лишь 42. Новым в этом отношении является метод наведенной активности натрия, разработанный и внедренный на Бавлинском месторождении в 1957 г. трестом Татнефтегеофизика и дающий значительно более точные определения. Недостатком его, как и ранее применявшихся методов, является необходимость остановки действующих скважин, что не позволяет широко внедрить его.

В этом отношении заслуживает серьезного внимания метод каротажа фонтанирующих нефтяных скважин, разработанный Волго-Уральским филиалом ВНИИГеофизики. Для широкого внедрения этого, очень нужного метода следует уже в 1959 г. начать серийный выпуск необходимых аппаратуры и оборудования.

На Бавлинском месторождении лабораторией методов исследования ВНИИ совместно с ТатНИИ и НПУ Бавлынефть проведен комплекс гидродинамических исследований методами восстановления давления и «прослушивания», в результате чего по эксплуатационным и нагнетательным скважинам получено около 75 качественных кривых восстановления давления и 50 кривых «прослушивания». Эти методы исследований, впервые в СССР проведенные в таком объеме на Бавлинском месторождении, способствовали получению ценных материалов по детальной гидродинамической характеристике пласта Д_I.

Татарским отделением научно-технического общества нефтяников в ноябре 1958 г. было проведено специальное совещание по рассмотрению предварительных результатов Бавлинского эксперимента. На совещании, в работе которого приняли участие нефтяники Татарии и Башкирии, а также научные работники ряда научно-исследовательских институтов (ВНИИ, ТатНИИ, УфНИИ, Гипровостокнефть, КФАН, ВНИИГеофизика и др.), было отмечено огромное значение для дальнейшего развития практики и теории разработки нефтяных месторождений интересного эксперимента, выполненного коллективами НПУ Бавлынефть, ВНИИ и ТатНИИ. Эксперимент показал возможность сохранения достигнутого высокого уровня добычи нефти при значительном сокращении (около 40%) действующего фонда эксплуатационных скважин и неизменном объеме воды, закачиваемой в пласт, на месторождениях Бавлинского типа. Большая группа скважин нормально работала при дебитах, увеличенных в 2 раза и более. Все это за истекший период не привело к существенным изменениям пластового давления и обводненности скважин.

Вместе с тем в условиях эксперимента на нефтепромыслах создалось довольно напряженное положение с резервами добычи нефти, необходимыми для поддержания уровня добычи при остановке скважин для профилактических ремонтов, при уменьшении дебитов обводнившихся скважин и т. п.

Совещание приняло решение о необходимости и возможности продолжения эксперимента для изучения влияния плотности размещения скважин на конечную нефтеотдачу пласта и других принципиальных вопросов разработки нефтяных месторождений. Кроме того, оно наметило дальнейший план исследовательских работ на Бавлинском месторождении.

Нефтяное управление ТСНХ

Таблица

Год	Пластовое давление, ат
	во внутреннем контуре	в кольцевой зоне	по залежи в целом
1951	153,7
1952	142,7	-	-
1953	130,4	151,5	145,0
1954	137,7	164,4	155,2
1955	140,0	172,0	160,7
1956	143.6	177,9	164,7
1957	148,3	184,3	171,6
1958	145,3	187,6	172,2

Рис. 1. Схема расположения скважин на Бавлинском месторождении,

1 - 3- скважины; 4 - линии равных пластовых давлений; 5-начальный и текущий внешний контур нефтеносности; 6-начальный и текущий внутренний контур нефтеносности.

Рис. 2. Дебиты скважин по рядам эксплуатационных скважин до и после сокращения их числа.

1 - на 1 мая 1958 г.; 2 - на 1 августа 1958 г.