книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах

ВВЕДЕНИЕ

За период 1944—1958 гг. были открыты и введены в разработку большие нефтяные залежи девона в Башкирии, Татарии, Куй­ бышевской области, благодаря чему этот район превратился в мощную нефтяную базу нашей страны, по промышленным запасам и добыче нефти намного превосходящую Баку.

При разработке девонских месторождений применили новую технологию. Так, впервые в Советском Союзе в широких масшта­ бах было внедрено законтурное и внутриконтурное заводнение, преследовавшее цель поддержания пластового давления для более рациональной разработки обширных девонских залежей нефти..

Поскольку все известные залежи девонской нефти имеют упругий водонапорный режим, то, естественно, что через некото­ рое время скважины, пробуренные даже в нефтенасыщенной части пласта, по мере уменьшения запасов нефти начнут обводняться. Кроме того, эти залежи нефти приурочены к водоплавающим участкам, где скважины с первых же дней эксплуатации могут давать обводненную нефть. Применение законтурного или внутриконтурного заводнения еще более ускоряет темпы обводне­ ния скважин.

Если бы продуктивные пласты были изотропны, стягивание контуров нефтеносности и обводнение скважин шли бы равно­ мерно. Однако ввиду фациально-литологической неоднородности девонских продуктивных песчаников и вследствие их различной проницаемости обводнение многих скважин и даже целых уча­ стков залежи происходит неравномерно.

В ряде случаев скважины преждевременно обводняются за счет прорыва контурных вод по более проницаемой части пласта и подтягивания конуса обводнения.

ГЛАВА I

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПРИНЦИП РАЗРАБОТКИ ДЕВОНСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ

Девонские нефтяные месторождения Башкирии приурочены к терригенным отложениям среднего девона (Дп). Основными

коллекторами являются пласты песчаников и песчанистых

распространены на широкой площади и представляют пока весьма ограниченное промышленное значение.

На территории Башкирской АССР разрабатываются три девон­ ских месторождения нефти: Туймазинское, Шкаповское и серафимовская группа (Серафимовская, Константиновская и Леонидовская площади).

Втектоническом отношений указанные месторождения при­ урочены к Туймазинскому, Серафимовско-Балтаевскому, Шкаповскому и Чекмагушевскому валам.

Вструктурном отношении они представляют пологую анти­ клинальную и брахиантиклинальную складки [11]. Основными эксплуатационными объектами являются живетский ярус (песча­ нистые пласты Д)у, Дп1) и нарышевский горизонт (пашийские

слои), в сложении которого принимают участие песчаники и песча­ нисто-алевролитовые пачки пластов Дп и Д( (рис. 1).

Литологическое строение девонских продуктивных пластов характеризуется частым чередованием песчаников, песчанистых и глинистых алевролитов и аргиллитов.

Резкое изменение литологической характеристики коллектора внутри каждого комплекса пород считается закономерным явле­ нием для всех девонских месторождений Башкирии. На расстоя­ нии десятков метров очень часто песчаники переходят в песчани­ стые алевролиты и наоборот или же полностью выклиниваются. Продуктивные горизонты в пределах месторождения претерпе­

5

вают значительные колебания в мощности — от десятков метров до полного исчезновения. Часто наблюдаются явления анизотро­

гает на линии скв. 624—1178 (рис. 2), тогда как западное окон­ чание периклинали по линии скв. 624—714 (рис. 3) представлено

6

чередованием маломощных песчаников, песчанистых алевролитов и аргиллитов, причем указанные пропластки очень изменчивы по мощности и простиранию, а некоторые из них полностью выкли-

Рпс. 2. Движение ВНК во времени.

Профиль по линии скв. 624—1178.

I — верхний известняк; 2 — нефтяной песчаник; 3 — аргиллит; 4 — водоносный песча­ ник; 5 — средний известняк.

Рис. 3. Профиль по линии скв. 624-714.

1 — аргиллит; 2 — известняк; з — алевролит нефтяной; 4 — алевролит водяной; 6 — песчаник водяной; 6 — песчаник нефтяной; 7 — интервал перфорации; 8 — начальный контур нефтеносности; 9 — текущий контур нефтеносности.

ниваются по восстанию. В соответствии с коллекторскими свой­ ствами пластов к этил! участкам приурочены и различные запасы нефти: по линии профиля 1 (рис. 2) расположены многодебитные фонтанные скважины, а по линии профиля 11 — скважины мало­

7

дебитные, большинство из которых эксплуатируется механизи­

рованным способом.

Суммарный отбор жидкости за время эксплуатации из первой группы скважин составляет 754 452 т (табл. 1), а из второй группы — 72 624 т (табл. 2).

ческие.

Нагнетание, осуществляемое через скв. 624 и 48 (рис. 4), оказывает прямое воздействие на нефтяные скважины, располо­ женные на высокопроницаемом участке (профиль I), не произ­ водя должного эффекта на слабопроницаемый участок (профиль П).

Внутренний контур нефтеносности по линии профиля I про­ двинулся за годы эксплуатации на 600—650 м, по линии профиля II — всего на 70—80 м.

8