К оглавлению	УДК 622.553.982 (477.8)
	А.А. Лещинский, В.Я. Синицын, Э.Б. Чекалюк

СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ДОЛИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Долинское нефтяное месторождение расположено во внутренней зоне Предкарпатского прогиба. Залежи нефти приурочены к брахиантиклинальной складке северо-западного простирания (рис. 1), сложенной отложениями менилитовой, Выгодской и манявской свит, и ограничены общим водо-нефтяным контактом на абсолютной отметке -2550 м. Общий этаж нефтеносности -1500 м (рис. 2).

В разработке находятся три нефтяные залежи: менилитовая (олигоцен), выгодская (верхний эоцен) и манявская (нижний эоцен). Основным эксплуатационным объектом месторождения в настоящее время является выгодская залежь.

Менилитовые отложения, имеющие общую мощность около 600 м, представлены тонкослоистым разрезом с ритмичным и частым чередованием нефтенасыщенных песчаников, плотных аргиллитов и глин. Мощность отдельных прослоев продуктивных песчаников в подавляющем большинстве не превышает 5-8 м, обычно составляет 1-3 м.

В нижней части менилитовых отложений выделяется так называемый горизонт «кливских» песчаников, мощностью от 30 до 50 м.

Залегающий ниже горизонт выгодских песчаников (верхний эоцен) имеет общую мощность 125 м, из которых (в среднем по залежи) 90 м представлены массивными нефтенасыщенными песчаниками. Отмеченные прослои плотных непроницаемых аргиллитов в выгодских отложениях обычно небольшой мощности, редко достигающие до 10-15 м.

Манявские отложения (нижний эоцен) общей мощностью до 350 м (см. рис. 2) литологически более изменчивы по площади, хотя также представлены чередованием песчаников и аргиллитов. В юго-восточной части залежи доля песчанистых прослоев невелика и колеблется от 10 до 15% от общей мощности примерно при равномерном распределении песчаных прослоев по разрезу. Мощность отдельных пластов достигает 3-5 м. В северо-западной части наблюдается увеличение доли песчаных прослоев до 50-60% от вскрытой мощности при одновременном объединении нескольких прослоев песчаников в массивные горизонты мощностью до 30 м.

Коллекторские свойства продуктивных пластов менилитовых, выгодских и манявских отложений различны.

В большинстве величина проницаемости коллекторов менилитовых отложений составляет около 1 мд и лишь только горизонт кливских песчаников имеет проницаемость, достигающую по отдельным образцам 20-25 мд. Открытая пористость песчаников колеблется от 9 до 12%.

Песчаники выгодских отложений также имеют довольно низкую проницаемость. Эта величина в среднем по залежи составляет 6-7 мд при колебаниях от 1 до 50 мд. Основная масса определений (32%) по этому горизонту имеет проницаемость 1 мд. Пористость песчаников колеблется от 10 до 16%.

Продуктивные прослои манявских отложений имеют аналогичную выгодским характеристику пористости и проницаемости. Эксплуатация скважин производится при депрессиях 100-150 кГ/см².

Физические свойства нефти во всех горизонтах примерно одинаковы: вязкость нефти в пластовых условиях 1 спз, объемный коэффициент 1,38, газосодержание 160 м³/м³, величина давления насыщения 225-230 кГ/см². Температура и пластовое давление на средней отметке месторождения составляют соответственно 70° С и 315 кГ/см². Месторождение отличается режимом растворенного газа с некоторым запасом упругих сил. Промышленная разработка месторождения начата в июле 1956 г. с разработки менилитовых отложений по временной технологической схеме. Согласно схеме разработка залежи предусматривалась по 600-метровой треугольной сетке. К этому времени менилитовые отложения уже эксплуатировались 20 скважинами, расположенными в основном в присводной части структуры с расстоянием в 150-350 м.

Составленным в 1958 г. проектом разработки (УкрНИГРИ) была подтверждена рациональность выбранной сетки скважин, и дальнейшее разбуривание залежи происходило по 600-метровой сетке.

Начальные дебиты скважин, эксплуатирующих менилитовые отложения, находились в пределах 30-200 т/сутки независимо от расположения их на структуре.

Интенсивный отбор нефти из скважин в течение 1956-1957 гг. привел к значительному падению пластового давления, истощению запаса. упругих сил и к развитию режима растворенного газа. Причем неравномерные отборы нефти и газа из различных частей структуры обусловили столь же неравномерное разгазирование нефти и неравномерный по площади темп роста газового фактора. Снижение пластового давления и фазовой проницаемости для нефти явилось причиной снижения дебитов нефти в 3-4 раза, а по некоторым скважинам в 10 раз.

Всего за время эксплуатации на 1/1 1963 г. из менилитовых отложений добыто нефти 12-14% от извлекаемых запасов. Пластовое давление (среднее по залежи) снизилось до 200 кГ/см². Вследствие резкого различия текущей величины газового фактора по скважинам и их низкого дебита часть из них остановлена.

В связи с низкой величиной нефтеотдачи менилитовой залежи при разработке ее на естественном режиме растворенного газа в начале 1960 г. начаты опытные работы по поддержанию пластового давления при помощи площадной закачки воды. Для проведения опытных работ по выяснению эффективности закачки воды в низкопроницаемую 600-метровую толщу менилитовых отложений были выбраны три простаивающие из-за низкого дебита нефти и высокого газового фактора эксплуатационные скважины, расположенные в присводной части структуры, окруженные на расстоянии 150-250 м эксплуатационными скважинами. Опытные работы по закачке воды в менилитовые отложения должны были также решить вопрос о характере и роли трещиноватости коллекторов в процессе заводнения. В течение 1960-1962 гг. закачка воды (всего закачано около 500 тыс. м³) показала принципиальную возможность разработки такого типа залежей с поддержанием пластового давления площадной закачкой, так как в процессе опытных работ наблюдалось положительное влияние нагнетаемой воды на соседние эксплуатационные скважины и отсутствие прорывов воды по предполагаемым зонам трещиноватости.

В конце 1962 г. на основании опытных работ по закачке воды была составлена технологическая схема разработки (УкрНИИпроект) с применением площадного заводнения по пятиточечной системе. Осуществление проекта намечено на 1963 г.

Разработка второго эксплуатационного объекта (выгодские песчаники) начата в 1957 г. Разбуривание залежи осуществлялось по проекту разработки (УкрНИГРИ), составленном в 1959 г., по которому предусматривалось бурение 60 эксплуатационных скважин, расположенных четырьмя рядами, и 28 нагнетательных скважин. Закачка воды проектировалась как со свода структуры (11 нагнетательных скважин), так и со стороны контура (17 скважин). Работы по разбуриванию залежи должны быть закончены в 1963 г.

Анализ основных показателей разработки выгодских отложений показывает, что добыча нефти из года в год возрастала. Небольшой темп снижения среднесуточного дебита скважин (от 121 в 1958 г. до 98 т/сутки в 1962 г.), полученный за счет постоянного снижения забойных давлений, а также ввода в эксплуатацию новых скважин, позволил отбирать из залежи значительные объемы нефти.

Пластовое давление за шесть лет разработки снизилось на 80 кГ/см², причем наиболее интенсивное падение наблюдалось в 1961-1962 гг. В настоящее время средневзвешенное пластовое давление на 10-15 кГ/см² ниже давления насыщения. До 1960 г. средний газовый фактор примерно соответствовал количеству растворенного в нефти газа. В дальнейшем наблюдается возрастание этого показателя и на конец 1962 г. средний по залежи газовый фактор достиг 500 м³/т, что почти в 3 раза выше первоначального. Анализ данных опытной эксплуатации показывает, что к середине 1960 г. в выгодской залежи исчерпан весь упругий запас и начал все более интенсивно проявляться режим растворенного газа.

Для предотвращения истощения залежи проектом разработки выгодских отложений предусматривалось поддержание пластового давления двухсторонней закачкой воды при непременном условии сохранения баланса: отбор нефти - закачка воды. При проектируемом отборе нефти закачка воды в начальный период должна была составлять около 7000 м³/сутки. Фактически в 1961 г. в пласт было закачано только около 320 тыс. м³ воды, а в 1962 г. закачано всего 650 тыс. м³ воды. Число нагнетательных скважин к концу 1962 г. достигло 16 (из 28 проектных). Отставание работ по завершению строительства системы нагнетания воды почти на два года привело к тому, что к концу 1962 г. объемы нагнетаемой воды компенсировали только около 15% общего объема нефти и газа, извлеченного из залежи. Несоответствие отбора нефти закачке воды обусловило дальнейшее развитие режима растворенного газа, падение дебитов нефти, рост газовых факторов и т.д. Для поддержания текущего уровня отбора нефти из залежи и предотвращения дальнейшей ее дегазации потребуются уже более значительные объемы закачки воды, необходимые для компенсации как ранее добытой нефти и газа, так и текущего отбора нефти со все возрастающими объемами свободного газа.

Разработка манявских отложений (третий эксплуатационный объект) началась в 1958 г. За время разработки по состоянию на 1/1 1963 г. в эксплуатации пребывало 17 скважин, работающих за счет энергии упругого запаса и режима растворенного газа. Средний дебит скважин вследствие постоянного снижения забойного давления (депрессия на пласт поддерживается на уровне 150 кГ/см²) почти не изменяется и составляет 50-60 т/сутки.

Из-за отсутствия законченных бурением нагнетательных скважин закачка воды в залежь не производится, хотя эксплуатационные скважины на структуре расположены согласно проекту разработки с учетом одностороннего нагнетания воды со стороны контура. Вследствие этого величина газового фактора, первоначально соответствовавшая количеству растворенного в нефти газа (160 м³/м³), достигла к концу 1962 г. величины 400 м³/т, что почти в 2,5 раза выше первоначального. Величина пластового давления к этому времени снизилась примерно на 50 кГ/см². По этой залежи нефти, так же как и по выгодской, запаздывание работ по промышленной закачке воды приводит к прогрессирующему развитию режима растворенного газа со всеми свойственными этому режиму недостатками.

Резюмируя общее текущее состояние разработки Долинского месторождения, можно сделать вывод о развитии в большей или меньшей мере режима растворенного газа по всем эксплуатационным объектам.

 Вместе с тем следует указать, что строительство системы промышленного заводнения должно быть закончено по плану НПУ Долинанефть в 1963 г., в связи с чем представляется реальная возможность уже с начала следующего года осуществить перевод основных объектов разработки (выгодскую и манявскую залежи) на режимы вытеснения.

В свете этого возникает вопрос о дальнейших перспективах разработки месторождения. В настоящей статье нет смысла касаться перспектив разработки менилитовых отложений, поскольку их текущая добыча незначительна (200 т/сутки) и дальнейшая эксплуатация последних на режиме растворенного газа до осуществления площадного заводнения не может существенно изменить технологические показатели их эффективности.

В выгодскую залежь нефти в настоящее время производится закачка воды 6- 7 тыс. м³/сутки. Объем отбираемой нефти и свободного газа в пластовых условиях значительно превышает количество закачиваемой воды. При сохранении такого несоответствия объёмов закачки воды объемам отбираемых из залежи нефти и газа будут наблюдаться дальнейшие падение пластового давления и увеличение газонасыщенности залежи.

Из вышесказанного следует, что если в настоящее время для сохранения баланса залежи необходимо закачивать воды в количестве, равном отбираемым нефти и газа, то в дальнейшем такое количество закачиваемой воды (при неизменном отборе нефти) будет недостаточным и его придется увеличить на величину прироста объема свободного газа.

Такое увеличение объема закачиваемой в пласт жидкости связано со снижением эффективности разработки в основной ее стадии. Увеличение закачки воды (особенно при двухстороннем заводнении) связано также с трудностью управления и регулировки продвижения водо-нефтяного контакта, с опасностью прорыва закачиваемой воды по предварительно разгазированным более проницаемым прослоям и т. д. Кроме того, увеличению объемов закачки воды для сохранения баланса пласта препятствует и ряд технико-экономических трудностей. В приконтурной части залежи располагается 17 нагнетательных скважин с суммарной суточной приемистостью (при давлении нагнетания в 120 кГ/см²) около 4 тыс. м³ воды. В сводовом ряду располагается 11 нагнетательных скважин с общей приемистостью воды около 3,5 тыс. м³/сутки.

Из приведенных цифр приемистости нагнетательных скважин видно, что для увеличения суточной закачки воды необходимо проведение капитальных работ по увеличению приемистости почти в два раза. Увеличение закачки до этого уровня может быть осуществлено при помощи гидравлического разрыва пласта и повышения давления нагнетания, что имеет свои пределы, или же путем дополнительного бурения нагнетательных скважин, что, по-видимому, нельзя признать целесообразным с экономической точки зрения.

При этом следует учесть, что выгодская залежь нефти неоднородна, имеет довольно большую мощность (около 120 м) и нагнетательные скважины оборудованы висячим фильтром, не позволяющим произвести работы по управляемому гидроразрыву. Увеличение давления нагнетания в свою очередь связано с переоборудованием системы наземных сооружений заводнения, что практически также нереально и экономически невыгодно.

Таким образом, в создавшейся обстановке существующие отборы жидкости и газа из выгодской залежи нельзя признать рациональными, поскольку они не компенсируются закачкой воды в настоящее время и тем более не смогут быть компенсированы в последующем. В этих условиях рациональный отбор из пласта должен удовлетворять принцип сохранения баланса залежи. Как показано выше, идти по пути дальнейшего снижения пластового давления и роста газового фактора явно нецелесообразно.

Таким образом, в качестве практических рекомендаций по дальнейшей разработке выгодской залежи нефти можно предложить ограничить текущие отборы нефти в соответствии с реальными темпами закачки воды для стабилизации и восстановления пластового давления и снижения величины газового фактора. По мере снижения газового фактора темп отбора нефти можно увеличивать, не превышая при этом объемов закачки воды.

В манявской залежи, как указывалось выше, также развивается режим растворенного газа. Текущая величина газового фактора составляет 400 м³/т. Как показывает простой расчет, уже в настоящее время при таком газовом факторе для сохранения баланса отбора и закачки необходимо увеличить закачку воды почти в 2 раза против проектной.

В процессе дальнейшей разработки залежи на естественном режиме растворенного газа это соотношение будет возрастать еще более резко, за счет все увеличивающегося отбора свободного газа. Так, при газовом факторе 600 м³/т соотношение закачки к отбору составит 4:1 и т. д. Необходимость такого увеличения объемов накачки воды в выгодскую и манявскую залежи нефти для обеспечения в последующей стадии разработки баланса залежи и стабилизации пластового давления может привести к тому, что эти объемы превысят проектную мощность всей системы заводнения, рассчитанную на 200000 м³/сутки.

Следует отметить, что форсированные режимы закачки воды в манявскую залежь технически еще более трудно осуществимы и управляемы по сравнению с выгодской, поскольку сам объект заводнения (мощностью свыше 300 м) литологически более неоднороден и скважины также оборудованы висячими фильтрами.

Все вышесказанное свидетельствует о том, что дальнейшая разработка залежи нефти манявских отложений на режиме растворенного газа при имеющейся реальной возможности нагнетания воды и поддержания пластового давления также нерациональна. Вместе с тем, как указывалось выше, для осуществления заводнения еще не подготовлен фонд нагнетательных скважин. Поэтому в качестве практических предложений по дальнейшей разработке манявской залежи представляется целесообразным рекомендовать ряд временных мероприятий. Прежде всего до начала промышленной закачки воды необходимо ограничить отборы нефти из залежи и коренным образом перераспределить их по скважинам в зависимости от их положения на структуре. Отборы нефти из присводовых скважин с повышенными газовыми факторами следует уменьшить (до допустимой величины газового фактора), а часть из них закрыть. Вместе с тем скважины приконтурного ряда, используемые впоследствии под нагнетание, но мере выхода из бурения необходимо эксплуатировать на форсированных режимах с целью максимального извлечения нефти из приконтурной зоны и уменьшения ее потерь при последующем вводе этих скважин под нагнетание. С началом нагнетания воды в приконтурный ряд скважин отборы нефти следует привести в соответствие с объемом закачки. Продолжительность этого периода разработки будет ограничиваться временем, необходимым для стабилизации пластового давления и уменьшения газового фактора в эксплуатационных скважинах.

В последующем, в связи с уменьшением доли свободного газа в общем отборе жидкости из пласта, добыча нефти постепенно будет возрастать при сохранении установленного баланса закачки и отбора.

Таким образом, предлагаемое упорядочение отборов нефти из выгодской и манявской залежей в соответствии с объемом закачки воды в них хотя и приведет к некоторой потере добычи на ближайшие 1 - 2 года по сравнению с разработкой их на режиме растворенного газа, но она вместе с тем значительно улучшит общее энергетическое состояние залежей и условия их последующей разработки, связанные с переходом на жесткие режимы вытеснения. В результате этого потери в отборах компенсируются впоследствии более высоким и стабильным уровнем добычи.

Все изложенное выше позволяет сделать следующие основные выводы.

1. Разработка залежей нефти выгодских и манявских отложений на режиме растворенного газа является нерациональной. Для предотвращения дальнейшего истощения залежей и перевода их на жесткие режимы вытеснения необходимо в ближайшее. время сбалансировать отборы нефти в соответствии с объемами закачки воды.

2. Переход залежей на жесткие режимы вытеснения позволит получать в последующем более высокие и стабильные отборы нефти и извлечь промышленные запасы нефти за более короткий срок.

УКРНИГРИ

Рис. 1. Схематическая структурная карта по кровле выгодских песчаников.

1 - тектонические нарушения; 2-изогипсы кровли; 3- внешний контур водо- нефтяного контакта; 4 - расположение нагнетательных скважин; 5 - положение забоев эксплуатационных скважин.

Рис. 2. Схематическое расположение эксплуатационных объектов Долинского месторождения.

1 - менилитовые; 2 - выгодские; 3 - манявские; 4 - тектонические нарушения; 5 - водяная область горизонтов.