К оглавлению	УДК 622. 553.982 (471.43)
	К.Б. Аширов, А.И. Губанов, И.Л. Ханин, М.Л. Сургучев, В.С. Ковалев, В.А. Громович

УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ КУЛЕШОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Кулешовское нефтяное месторождение, открытое в 1958 г., расположено в юго- восточной части Куйбышевской области.

Разрез пород, участвующих в строении месторождения, представлен отложениями среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской, триасовой и юрской систем. Породы кристаллического фундамента залегают на глубине 3300-3400 м. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной платформенной складке, расположенной в западной части широтной Кулешовской тектонической зоны. В разрезе месторождения нефтегазонасыщение установлено: в терригенном девоне (пласты Д_I, Д_II, Д_III и Д_IV), в среднем карбоне (пласт А₄ башкирского яруса, пласты А₁, А₂ и А₃ верейского горизонта и пласт А₀ каширского горизонта), в верхнем карбоне (пласты C_I и С_II) и нижней перми (кунгурский ярус). В отложениях турнейского яруса и угленосного горизонта нефтеносность до настоящего времени не выявлена.

По отложениям среднего карбона геологическое строение Кулешовского месторождения представляется в виде асимметричной брахиантиклинали юго-восточного простирания с более крутым северным и пологим южным крыльями.

Основные продуктивные залежи (по запасам) - пласт А₄ башкирского яруса и пласт А₃ верейского горизонта, которые в настоящее время введены в разработку.

Общая физико-геологическая и эксплуатационная характеристика этих пластов и свойств нефти детально описана в работах [1 и 2].

Наряду с общими чертами геологического строения этих пластов, присущими многим месторождениям платформы, установлены и существенные особенности, отличающие это месторождение от других.

Главными особенностями геологического строения пластов указанного месторождения, установленными на данный период эксплуатации, являются следующие.

1. Большая мощность пласта A₄, достигающая 100 м и более.

2. Высокая степень расчлененности продуктивного пласта А₄ (рис. 1). Коэффициент расчлененности пласта А₄, представляющий отношение суммарного количества пропластков во всех скважинах к количеству скважин, достигает значения 5. Подобной расчлененностью в Поволжье обладает лишь пласт Б₂ Радаевского месторождения [6]. Даже расчлененность пласта Д_I Ромашкинского месторождения составляет всего 2,6 [6]. По данным исследования около 1000 образцов керна, промыслово-геофизических исследований, а также данных опробования и эксплуатации скважин установлено, что почти 27% общего объема залежи пласта А₄ составляют уплотненные пропластки, имеющие низкую пористость и проницаемость.

3. Хорошая сообщаемость различных зон залежи и интервалов пласта А₄ по мощности. На разных участках залежи, даже сильно удаленных друг от друга, пластовое давление на одну и ту же дату отличается не более чем на 10-15 ат. Такая сообщаемость различных зон пласта наблюдалась лишь по пласту А₄ Покровского месторождения.

Независимо от высокой расчлененности пласта А₄, в скважинах, вскрывших различные интервалы пласта, пластовое давление соответствует общему давлению зоны.

4. Наличие связи залежи пласта А₄ (на значительной части площади) с водоносной областью, которая устанавливается промысловыми исследованиями и гидродинамическими расчетами. Опыт эксплуатации и обводнения скважин дает основание предположить, что наличие связи залежи с водоносной областью обусловлено локальным распространением приконтактного уплотненного слоя известняков. Причем экранирующий характер имеющихся плотных слоев нарушается вертикальной трещиноватостью. Установлена гидродинамическая связь пласта А₄ с намюрским ярусом и серпуховским горизонтом, что представляет довольно редкое явление в практике разработки нефтяных месторождений платформы. В этом отношении залежь пласта А₄ Кулешовского месторождения отличается от залежи пласта А₄ Покровского месторождения, которая практически полностью изолирована от подошвенных и контурных вод, сплошным плотным битуминизированным слоем известняков по подошве [4].

5. Трещиноватость пласта А₄, которая устанавливается по данным сопоставления проницаемости, полученной различными методами, и обводнения скважин. Средняя проницаемость пласта по промысловым методам исследования (по кривым восстановления давления, по продуктивности скважин, гидропрослушиванию и др.) в 3-4 раза выше, чем по керну (78 мд). На отдельных же зонах пласта это превышение достигает 8-10 раз. Выделяются зоны залежи различной степени трещиноватости (рис. 2). Многократное превышение проницаемости пласта по промысловым данным по сравнению с проницаемостью по керну, по-видимому, не может быть обусловлено невысоким выносом керна (составляющим 30-35%), а связано с трещиноватостью пласта.

6. Высокая литологическая изменчивость пласта А₃ верейского горизонта. У восточной периклинали наблюдается практически полное выклинивание пласта - происходит замещение песчаников алевролитами. Динамика пластового давления и электромоделирование процесса разработки указывают на наличие экранов в области питания, за контуром нефтеносности.

7. Трещиноватость пласта А₃, которая выясняется данными эксплуатации скважин и электромоделированием процесса разработки это - также редкое явление в терригенных коллекторах.

Технологическая схема разработки продуктивных пластов А₄ и А₃ была составлена в 1960 г. с учетом указанных особенностей их геологического строения и условий залегания нефти, а также по данным обобщения опыта разработки не только месторождений Куйбышевской области, но и других районов.

Основные положения технологической схемы разработки месторождения следующие.

1. Высокий темп разработки пластов. По пласту A₄ в период максимальной добычи нефти уровень годовой добычи нефти от извлекаемых запасов будет составлять 7%, а но пласту А₃ -8%.

2. Внутриконтурное заводнение залежей. Как показали расчеты и исследования запланированный высокий темп разработки залежей невыполним без приближения контура питания к зоне отбора. Размеры нефтяных залежей, особенности геологического строения продуктивных пластов (расчлененность пласта А₄, выклинивание- пласта А₃) и опыт заводнения многих месторождений платформенного типа послужили обоснованием для выбора варианта внутриконтурного заводнения. Нагнетательные скважины на каждую залежь были размещены в четырех рядах, ортогональных продольной оси структуры и делящих залежи на пять самостоятельных блоков шириной 4-5 км. На залежь пласта А₄ запроектировано 27 нагнетательных скважин основного фонда и 16 скважин резервных. На пласт А₃ - соответственно 25 и 15 скважин.

Такая схема заводнения залежей наиболее активна по сравнению со схемой законтурного или приконтурного (периметрального заводнения), так как не будет утечек нагнетаемой воды за пределы залежей и наиболее надежна в смысле выполнения (нагнетательные скважины расположены в зонах высокой мощности пластов). Это сократит вероятность бурения неэффективных нагнетательных скважин. Схема наиболее экономична, так как позволит обеспечить закачку необходимых объемов воды через минимальное количество скважин, компактно расположенных (расстояние между скважинами 400 м, а общая длина нагнетательных рядов 9,5 км, что в 3 раза меньше длины периметра залежи), и в меньшей мере использовать резерв скважин. Кроме того, эта схема заводнения не исключает возможность использования естественной энергии напора контурных пластовых вод для вытеснения нефти.

3. Размещение эксплуатационных скважин в рядах, параллельных нагнетательным. На каждом блоке расположено 4-5 рядов скважин. Расстояние от нагнетательных рядов до первых эксплуатационных 1-1,2 км. Расстояние между рядами 700-800 м и между скважинами в рядах 800 м. Плотность сетки в пределах размещения скважин 56 га/скважина. На одну скважину приходится более 80 га общей площади залежи. Основной фонд скважин на пласт А₄ составляет 53 скважины, а на пласт А₃ - 40.

Однако в технологической схеме предусмотрен большой резерв скважин - 30 на пласт А₄ и 24 на пласт А₃, что составляет 60% от основного фонда. Причем бурение половины фонда резервных скважин уже предопределено и перспективы разработки месторождения составлены с учетом этих скважин.

4. Обязательное оборудование эксплуатационных скважин 6" обсадными колоннами. В условиях Кулешовского месторождения недопустима 5" обсадная колонна, так как при этом невозможно будет обеспечить запланированный темп разработки месторождения. Отбор жидкости (нефти и воды в пластовых условиях), приходящийся на одну скважину с учетом половины резервных, составляет в среднем по пласту А₄ 360 м³/сутки, а по пласту А₃ 250 м³/сутки. В условиях же зональной неоднородности пластов, которую невозможно установить до ввода скважин в эксплуатацию, для выполнения общего отбора жидкости из пласта отбор жидкости по скважинам будет различным и изменяться от 100 до 600-700 м³/сутки и более по пласту А₄ и от 50-100 до 400-500 м³/сутки по пласту А₃.

Из этих цифр ясно, что даже до стадии форсирования разработки залежей при высокой обводненности продукции (на 60 - 80%), когда отборы жидкости из скважины должны будут еще более, может быть даже в несколько раз, возрасти, обеспечить запланированный темп разработки залежей особенно механизированным, способом будет практически невозможно, так как насосы, выпускаемые промышленностью в настоящее время для 5” колонны обладают недостаточной производительностью. Поэтому оборудование скважин 6" обсадной колонной является важнейшим условием технологической схемы. При оборудовании скважин 5” обсадной колонной, для выполнения запланированного темпа разработки в период механизированной добычи потребуется увеличение фонда скважин не менее чем на 70-80%, что явно менее рентабельно, чем оборудование скважин 6” колонной.

5. Раздельную разработку пластов. Каждый пласт разрабатывается самостоятельной сеткой скважин. Ввиду больших отборов жидкости, приходящихся на одну скважину, что обусловлено высоким темпом разработки и малым количеством скважин, совмещение разработки пластов А₃ и А₄ в одной системе скважин на начальной стадии разработки нецелесообразно. При совместной разработке пластов даже средние дебиты скважин должны были возрасти до 600-700 м³/сутки, а с учетом неоднородности пластов отборы отдельных скважин - до 1000 м³/сутки и более.

Современные технические средства не обеспечивают отбор таких объемов жидкости механизированным способом, потребовалось бы снижение темпа разработки месторождения. Кроме того, при таких отборах жидкости сильно возрастают потери давления в подъемных лифтах за счет сил трения. Это также потребовало бы или повышения давления в залежах, либо снижения темпа их разработки.

6. Совмещенные ряды эксплуатационных и нагнетательных скважин на различные залежи. Только скважины пласта А₄ сдвинуты относительно скважин на пласт А₃ в рядах на 400 м; глубина бурения скважин на пласт А₃ предусматривает вскрытие пласта А₄ до подошвы. Это дает возможность контролировать обводнение обоих пластов радиометрическими методами и в случае необходимости совмещения разработки пластов отдельных скважин и даже перевода скважин с одного пласта на другой.

7. Обязательное обустройство месторождения системой промысловой подготовки нефти (обезвоживания и обессоливания) не позднее чем через 1-1,5 года после достижения проектного уровня добычи нефти. Это необходимо для того, чтобы с началом обводнения скважин на Кулешовском месторождении, в отличие от других, не допустить остановку слабообводненных скважин и переложить добычу нефти на безводные скважины.

При малом фонде скважин и больших отборах жидкости все скважины будут работать в соответствии с их продуктивными возможностями и их эксплуатация необходима непрерывно до конечной стадии разработки. По этим же причинам в условиях Кулешовского месторождения недопустимы ремонтно-изоляционные работы в обводненных скважинах закупоривающими материалами. Как показывает опыт многих месторождений, любые вариации цементных заливок обусловливают снижение продуктивности скважин.

Промышленная разработка месторождения в соответствии с технологической схемой начата с 1961 г. В настоящее время состояние разработки основных залежей неодинаково. Залежь пласта А₄ введена в разработку в большой мере, чем залежь пласта А₃. Однако имеющийся опыт разработки подтверждает обоснованность основных положений технологической схемы.

Состояние разбуренности залежи пласта А₄ показано на рис. 2. На начало 1963 г. была пробурена большая часть проектных эксплуатационных скважин и всего лишь семь нагнетательных скважин.

На 1/1V 1963 г. из залежи пласта А₄ было добыто около 11% от извлекаемых запасов нефти, среднесуточный отбор нефти из залежи близок проектной величине (рис. 3). Средневзвешенное по площади пластовое давление снизилось на 42 ат от начального и составляет 146 ат. В настоящее время 34 % общего эксплуатационного фонда скважин дают нефть с водой, причем в половине скважин обводненность небольшая - от долей процента до 2%, а в остальных до 12%. Общая обводненность добываемой продукции составляет всего около 0,2%, что значительно ниже проектной. В 70% скважин буферные давления равны 7-12 ат, в остальных 13-17 ат.

Анализ динамики пластового давления и гидродинамические расчеты показывают, что при запланированном уровне добычи нефти забойные давления в скважинах будут выше давления насыщения, если даже залежь разрабатывать без поддержания давления.

При разработке залежи без поддержания давления к 1965-1967 гг. динамические уровни в скважинах понизятся до 500-1100 м от устья, при которых нельзя будет обеспечить отбор запланированных объемов жидкости. Поэтому уже в 1965 г. необходимо начать заводнение.

Более того, даже если бы в поддержании пластового давления не было необходимости с точки зрения динамики давления, организация заводнения потребуется для радикального решения вопроса утилизации попутно добываемой воды. Вода, добываемая вместе с нефтью, а ее будет немало, должна закачиваться в тот же пласт, откуда она извлечена.

В Куйбышевской области в течение ряда лет успешно осуществляется закачка пластовой сточной воды в залежь карбонатного пласта А₄ Покровского месторождения.

Для обеспечения сброса пластовой воды в продуктивные пласты на Кулешовском месторождении необходимо обеспечить промыслы соответствующим коррозийноустойчивым оборудованием, организовать необходимую очистку воды.

В 1963 г. намечено проведение опытной закачки воды в несколько нагнетательных скважин.

По пласту А₄ сделана первая попытка определения коэффициента охвата пласта заводнением в зоне расположения скважин, в продукции которых появилась вода. Эти скважины расположены в трех зонах (см. рис. 2). Первоначальные геологические запасы нефти в зонах соответственно составляли: I - 5,7, II - 16,3 и III - 5,2% от общих запасов нефти залежи. Так как залежь имеет питание с подошвы, то можно полагать, что подъем контакта в этих зонах обусловлен отбором жидкости из скважин этих зон.

Отношение суммарного отбора нефти из скважин указанных зон к соответствующим запасам представляет собой текущий коэффициент нефтеотдачи пласта в зонах: 1-0,09, II-0,06 и III -0,05. Для пласта А₄ коэффициент вытеснения равен 0,7. Следовательно, средний коэффициент охвата заводнением пласта по мощности в зонах соответственно равен 0,13, 0,08 и 0,07. Как видно, коэффициент охвата почти одинаковый для различных зон и очень мал по величине.

В работе [3] показано, что по пласту А₄ Покровского месторождения коэффициент охвата заводнением пласта по мощности на фронте вытеснения составляет 0,35-0,42. Следовательно, чтобы коэффициент охвата по мощности пласта А₄ Кулешовского месторождения при вытеснении по напластованию был равен полученным значениям, надо чтобы степень слоистой неоднородности его была в 4-5 раз выше, чем пласта А₄ Покровского месторождения. Фактически же пласт А₄ Покровского месторождения сильно кавернозен, трещиноват и в не меньшей степени неоднороден. Это указывает на то, что обводнение пласта А₄ Кулешовского месторождения происходит с подошвы, а подъем контакта в районе скважин носит локальный характер, а не по напластованию. Возможно, что подъем воды к фильтру скважин при удалении нижних дыр перфорации на 15-30 м и при наличии расчлененности пласта обусловлен вертикальной трещиноватостью.

Залежь нефти пласта А₃ разбурена в значительно меньшей мере (рис. 4 и 5). Еще необходимо пробурить 32 проектные эксплуатационные и 10 нагнетательных скважин. Отбор нефти из пласта А₃ был намного ниже проектного (не превышая 20% от максимального проектного уровня), что связано с высоким темпом падения давления в залежи и небольшим разрывом между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом. При отборе из залежи лишь 3% от извлекаемых запасов нефти средневзвешенное давление по площади снизилось на 48-50 ат и на 1/1V 1963 г. составляло 134-136 ат; забойное давление в скважинах снизилось даже ниже давления насыщения нефти газом. Опыт разработки и гидродинамические расчеты свидетельствуют о том, что без искусственного заводнения и поддержания давления выполнение намеченного уровня добычи нефти по пласту А₃ невозможно.

В настоящее время начата закачка воды в две нагнетательные скважины пласта А₃, показавшая их хорошую приемистость - 500-800 м³/сутки при давлении на устье 80-85 ат. Это указывает на то, что при освоении системы заводнения и по залежи пласта А₃ будут выполнены проектные показатели разработки.

Таким образом, Кулешовское месторождение, обладая специфическими особенностями геологического строения продуктивных пластов и условий залегания, имеет и особые условия для разработки. Для разработки месторождения запроектирована весьма экономичная и активная система, как показывает хотя и не длительный по времени опыт разработки залежей. Технико-экономический анализ показал, что запроектированная на Кулешовском месторождении система разработки характеризуется лучшими показателями, чем на Ромашкинском и Мухановском месторождениях. Себестоимость добычи нефти за основной период разработки по Кулешовскому месторождению меньше соответственно на 18% и 3% по сравнению с двумя указанными месторождениями. Удельные капитальные затраты на 1 т добываемой нефти на Кулешовском месторождении также меньше чем на упомянутых месторождениях. Основные положения технологической схемы, предусматривающей высокий темп разработки месторождения довольно редкой сеткой скважин, вполне обоснованы и реально достижимы.

Однако для выполнения всей программы и перспектив разработки месторождения требуются особые условия в оборудовании скважин, обустройстве месторождения и обеспечении месторождения оборудованием. Все скважины должны быть обсажены 6" колонной. Система первичной подготовки нефти должна быть введена в эксплуатацию не позднее 1964 г. На весь фонд скважин надо иметь высокопроизводительные электропогружные насосы, обеспечивающие отбор до 400 - 600 м³/сутки, с тем, чтобы своевременно переводить обводняющиеся скважины на механизированный способ добычи. Система заводнения должна быть построена в намеченные сроки.

Только при этих условиях запланированные показатели разработки месторождения могут быть выполнены.

ЛИТЕРАТУРА

1. Аширов К.Б., Громович В.А., Югин Л.Г. Геологическое строение и нефтеносность Кулешовского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. V. Гостоптехиздат, 1962.

2. Губанов А.И., Сургучев М.Л., Ковалев В.С. Технологическая схема разработки нефтяных залежей пластов А₃ и А₄ Кулешовского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып. V. Гостоптехиздат, 1962.

3. Сургучев М.Л., Моргунов А.П. О нефтеотдаче карбонатного пласта А₄ Покровского месторождения. Геология нефти и газа, 1962, № 8.

4. Сургучев М.Л. Определение эффективности заводнения залежи пласта А₄ Покровского месторождения. Пром. экономический бюллетень Куйбышевского Совнархоза, № 3, 1960.

5. Аширов К.Б. Об условиях залегания нефти в карбонатных коллекторах. Геология нефти и газа, 1960, № 10.

6. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология. Гостоптехиздат, 1962.

Гипровостокнефть, Куйбышевнефть.

Рис. 1. Геолого-литологический профиль отложений каширского и верейского горизонтов и башкирского яруса Кулешовского месторождения по линии скважин 62, 423, 319, 103, 421, 102.

Песчаники: 1 - нефтеносные; 2 - водоносные. Известняки: 3 - нефтеносные; 4 - водоносные; 5 - уплотненные участки пласта; 6 - интервал перфорации; 7 - отмеченная открытая трещина.

Рис. 2. Карта разработки пласта А₄ башкирского яруса Кулешовского месторождения.

Скважины: 1 - пробуренные, эксплуатирующие пласт А₄; 2 - проектные эксплуатационные; 3 - эксплуатационные, резервные первой очереди бурения; 4 - нагнетательные, пробуренные и находящиеся в бурении; 5 - нагнетательные проектные. Пьезометры: 6 - пробуренные; 7 - проектные; 8-скважины контрольные; 9 -контур нефтеносности. Зоны со степенью трещиноватости: 10 - с высокой; 11 - со средней; 12 - с низкой; 13 - обводненные зоны.

Рис. 3. Динамика добычи нефти пластового давления, количества работающих эксплуатационных скважин по пласту А₄ Кулешовского месторождения.

Q - отбор нефти т/сутки; Р - пластовое приведенное, ат; n -число скважин. Кривые скважин показывают динамику давления во времени.

Рис. 4. Карта разработки пласта А₃ верейского горизонта Кулешовского месторождения.

Скважины: 1 - пробуренные, эксплуатирующие пласт A₃; 2 - проектные эксплуатационные;3 - эксплуатационные, резервные первой очереди бурения; 4 - нагнетательные пробуренные и находящиеся в бурении; 5 - нагнетательные проектные.

Пьезометры: 6- пробуренные; 7 - проектные. Контур нефтеносности: 8 - внешний; 9 - внутренний; 10 - линия выклинивания пласта; 11 - линия выклинивания пласта.

Рис. 5. Динамика пластового давления, отбора нефти и число скважин эксплуатирующих пласт А₃ Кулешовского месторождения.

n - число скважин; Q - отбор нефти, т/сутки, Р - давление, ат. Кривые скважин показывают динамику давления во времени.