12.1.5. Правдинское месторождение

В разрезе Правдинского нефтяного месторождения установле­но девять продуктивных пластов АС_10-11, БС₅, БС₆, БС₈, БС₉, БС₁₉, БС₂₀, Ю₀ (рис. 32), четыре из которых – БС₅, БС₆, БС₈, БС₉ — являются основными (табл. 18) [10, 24, 29, 35].

Таблица 18

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Правдинского месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
	БС5	БС6	БС8	БС9
Глубина залегания пласта, м	2300	2370	2404	2500
Общая мощность, м	9,0	16,0	8,0	22,8
Эффективная мощность, м	6,6	11,4	11,4	7,1
Начальная отметка ВНК, м	-2257	—2312÷ —2328	—2419÷ —2442	—2411÷ —2450
Проницаемость по керну, мД	57	90	172	—
Проницаемость по промысловым данным, мД	28	109	14	—
Гидропроводность, Д*см/сП	102	63	21,8	—
Песчаинистость, Кпч	0,73	0,71	0,87	0,33
Расчлененность, Кр	2,4	3,7	2,0	3,4
Расстояние между пластами, м	177	70	60	90
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	0,74	0,74	0,74	0,74
Начальное пластовое давление, кгс/см2	223	239	242	243
Газовый фактор, м3/т	90	92	82	80
Соотношение площадей залежей, %	16	100	34	10
Соотношение запасов нефти, %	3	65	10	14

Продуктивные пласты представлены песчаниками, глинистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники мелко- и среднезернистые, полимиктовые, слюдистые. Полевые шпаты дос­тигают 50%, кварц – 15—30%. Лучшей литолого-петрографической характеристикой обладает пласт БС₆, песчаники хорошо от­сортированы, содержание пелитовой фракции небольшое. Цемент по составу хлоритовый, карбонатный, по типу пленочный, регенерационный Отмечено замещение пластов БС₅, БС₆, БС₈ глинистыми породами, наличие плотных, глинисто-карбонатных пропластков. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуется пласт БС₆, который наиболее выдержан по площади и по разрезу, но отличается значительной расчлененностью (3,7). Максимальные дебиты нефти получены из пласта БС₆ которые при штуцере 8 мм колеблются от 64 до 134 т/сут.

Рис. 32. Геологический разрез Правдинского месторождения.

Составили Н.И. Медведева, Т.А. Боровская

1- песчаники нефтеносные; 2 – песчаники водоносные

Свойства нефти залежей отдельных продуктивных пластов при­мерно одинаковы. При исследовании скважин Правдинского место­рождения методом установившихся отборов выяснилось, что наи­большей продуктивностью характеризуется залежь пласта БС₆, коэффициенты продуктивности здесь изменяются от 0,6 до 8,6 т/(сут*кгс/см²) при среднем значении 3,5 т/(сут•кгс/см²). Про­дуктивность залежи пласта БС₅ равна 2,5 т/(сут*кгс/см²). Наи­большая гидропроводность и проницаемость установлены также в пласте БС₆. Площади нефтеносности продуктивных пластов Прав­динского месторождения в плане перекрывают друг друга. Наи­большая площадь нефтеносности характерна для залежи пласта БС₆, меньшие площади нефтеносности фиксируются по пластам БС₅ и БС₈. Максимальные запасы нефти сосредоточены в пласте БС₆ (65%), минимальные – в пластах БС₅, БС₈, БС₉. Все вышеизложенное позволяет сделать вывод о значительной разни­це между продуктивными пластами, особенно между пластом БС₆ и пластами БС₅, БС₈, БС₉.

В 1966 г. во ВНИИ была составлена технологическая схе­199о разработки залежей пластов БС₅, БС₆, БС₈, в основу которой было положено внутриконтурное заводнение с разрезанием зале­жей рядами нагнетательных скважин на шесть блоков [35]. В пределах каждого блока планировалось бурение пяти рядов эксплуатационных скважин. Для всех пластов (БС₅, БС₆, БС₈) предусмотрена одна сетка эксплуатационных и нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно-раздель­ной эксплуатации и закачки воды (ОРЭ и ОРЗ).

Однако недостаточное количество оборудования для этих целей привело фактически к объединению всех продуктивных пластов в один эксплуатационный объект БС₅+БС₆+БС₈. В последнее время здесь стало применяться импортное оборудование фирмы «Камко», не позволяющее, правда, отбирать необходимые коли­чества нефти из скважин, предусмотренные технологической схе­мой. Отмеченное оборудование для ОРЭ установлено лишь на не­большой группе скважин, поэтому все пласты эксплуатируются в основном совместно, т. е. представляют собой единый многопластовый эксплуатационный объект.

Состояние разработки эксплуатационного объекта БС₅ + БС₆ +БС₈ на 1/1 1977 г. характеризовалось следующим. Наибольшую долю в объеме общей годовой добычи за весь период разработки дал пласт БС₆ (98% от накопленной по объекту добычи). Средний темп отбора нефти из этого пласта был в 4 раза и в 60 раз больше, чем из пластов БС₅ и БС₈ соответственно. Из этих данных видно, что пласт БС₆, расположенный в средней части объекта, вырабатывается гораздо быстрее других. Ухудшение выработки пластов БС₅ и БС₈ вызвано их значительной глинизацией, замещением пес­чаников глинистыми породами. Ни по одному из пластов проект­ный уровень добычи нефти так и не был достигнут, что объясняется плохой литолого-коллекторской характеристикой пластов, недо­статочной эффективностью системы разработки, отставанием вво­да эксплуатационных и нагнетательных скважин.

При анализе состояния разработки описываемого эксплуата­ционного объекта выяснилось, что обводненность продукции пласта БС₅ достигла 10,6%, пласта БС₆ – 3,2%, пласта БС₈ — 2,16%. Фактическая обводненность объекта составила 3,2%, что значи­тельно выше проектной. С водой работает более 50% эксплуата­ционного фонда. Хотя ни по одному пласту (с учетом оттока) не была достигнута компенсация добываемой нефти закачиваемой водой, обводнение скважин происходит за счет продвижения кон­тура нефтеносности, подтягивания подошвенной воды и продви­200оолог ее по наиболее проницаемым пропласткам [35].

Запасы нефти по площади и по разрезу вырабатываются с разной степенью интенсивности. По залежи пласта БС₅ вовлечено в разработку 17—18% площади с соответствующими запасами. По залежи пласта БС₆ наблюдается наиболее активное вовлечение запасов в разработку, второй и пятый блоки вовлечены на 27—28%, четвертый и пятый — соответственно на 40 и 43%. В целом по залежи этого пласта вов­лечено в разработку 34% площади. По залежи пласта БС₈ вовле­чено в разработку 4% площади, остальная ее часть пока не раз­рабатывается. Следовательно, наблюдается весьма слабое и не­равномерное вовлечение запасов нефти в разработку, особенно пластов БС₅ и БС₈.

Надо отметить, что контроль и регулирование разработки эксп­луатационного объекта БС5 + БС₆+БС₈ проводится неудовлетвори­тельно. Неравномерность выработки пластов БС₅, БС₆, БС₈ подтверж­дается исследованием скважин глубинными дебитомерами и рас­ходомерами. Так, при исследовании эксплуатационных скважин глубинными дебитомерами выяснилось, что при совместной эксп­луатации пластов БС₅+БС₆+БС₈ низкопроницаемые пласты БС₅ и БС₈ или совсем не работают, или работают очень незначительно. Например, в скв. 545 Правдинской площади при совместной эксп­луатации пластов БС₆ и БС₈ нефть отдает в основном пласт БС₆, а пласт БС₈ почти не работает. Кроме того, работающая мощность объединяемых для совместной эксплуатации продуктивных пластов гораздо меньше работающей мощности каждого пласта при раз­дельной его разработке.

В нагнетательных скважинах, где совместно вскрыты пласты БС₅, БС₆ и БС₈, пласт БС₅ в большинстве случаев или вообще не принимает воду, или принимает ее весьма слабо. Пласт БС₆ при­нимает воду гораздо лучше, коэффициент действующей мощности здесь обычно меняется от 0,5 до 1, лишь в ряде скважин эта вели­чина понижается до 0,2—0,6. Кроме того, при совместной эксплуатации пластов БС₅, БС₆, БС₈ коэффициенты продуктивности, дебиты скважин снижаются на 20—35% по сравнению с их величи­нами при раздельной эксплуатации. Эти факты необходимо учи­тывать как при проектировании, так и при анализе состояния раз­работки подобных эксплуатационных объектов.

Пластовое давление в процессе разработки систематически снижается. Так, в пределах контура нефтеносности пласта БС₆ оно уменьшилось на 39,2 кгс/см², а в зоне отбора — на 50,5 кгс/см². Значительное падение пластового давления произошло в 1973 г., в зоне отбора оно снизилось на 10,5 кгс/см², а в контуре нефте­носности — на 6 кгс/см². Наибольшая величина падения пластово­го давления зафиксирована в зоне третьего блока — 23,3 кгс/см², где оно составляет 165,2 кгс/см². Средневзвешенное пластовое дав­ление на начало 1975 г. в зоне отбора составило 187,5 кгс/см², в пределах контура нефтеносности – 198,8 кгс/см². Пластовое давление по залежам пластов БС₅ и БС₈ вообще не измерялось, а снижение текущих дебитов позволяет говорить о его значитель­ном падении. Как показали исследования, потери закачиваемой воды достигают 22%, т.е. компенсация отбора нефти закачивае­мой водой фактически отсутствует. Этим можно объяснить и низ­кое пластовое давление в зоне отбора.

Таким образом, геолого-промысловый анализ строения залежей продуктивных пластов, состояния их разработки приводит к вы­воду, что объединение пластов БС₅, БС₆, БС₈ на Правдинском нефтяном месторождении было проведено неправильно. Пласты такого ти­па должны разрабатываться самостоятельной сеткой скважин, т.е. выделяться в самостоятельные эксплуатационные объекты.

Проектом разработки уже предусматривается выделение здесь трех эксплуатационных объектов: залежь пласта БС₅, залежь пласта БС₆, залежь пласта БС₈.