УДК 622.276.1/4 (470.57) © Коллектив авторов, 1998
Р.М.Тухтеев, Б.А.Калинский (НГДУ «Октябрьскнефть»), Е.В.Лозин, Р.Г.Юсупов (БашНИПИнефть)
Особенности разработки
Серафимовского
месторождения
R.M.Tuhteev, B.A.Kalinskiy (Oil Producing Enterprise "Oktiabrskneft"), E.A.Losin, R.G.Iusupov (BashNIPIneft)
Some features of Serafimovskoye field development
Some development features of one of the oldest Volga-Urals oil and gas province field are reviewed. Its current development status is characterised by the following peculiarities: main production objects are at the latest stage of development; fraction of hard-to-recover reserves is increasing in overall reserve structure; over half of producers stock have the fluid rates of no more than 3 t/day; etc. Conclusion is made, that Serafimovskoye field should be included into the list of fields, subject to tax liberalization for further development.
О -
тяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной области - Серафимовское - открыто и введено в разработку в 1949 г. В указанном году из скв. 2, пробуренной на Серафимовской структуре, был получен фонтан нефти дебитом 230 т/сут (горизонт DI). Из песчаников горизонта DII приток нефти дебитом 250 т/сут получен в 1950 г. (скв. 5 Константиновской структуры). В дальнейшем была установлена промышленная нефтеносность горизонтов DIV и DШ бобриковского горизонта, а затем тур-нейских, фаменских и других отложений.
Начальные геологические запасы Се-рафимовского месторождения составляют около 48% запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ «Октябрьск-нефть»; доля начальных извлекаемых запасов (НИЗ) - примерно 63%; доля в накопленной добыче нефти - 72%.
Серафимовское месторождение расположено в юго-восточной части ЮжноТатарского свода и приурочено к нескольким структурам Серафимовско-Балтаевского вала (Леонидовской, Се-рафимовской, Константиновской и Бал-таевской), имеющего широтное простирание. Обширная Леонидовская и Сера-фимовская структуры почти не разделяются между собой. Константиновская структура от Серафимовской отделена грабенообразным прогибом. Самая восточная Балтаевская структура ниже Константиновской на 40 м и отделяется от последней широким прогибом.
Промышленно-нефтеносными являются песчаники терригенной толщи девона -Dтим, DI, DII, DШ и DIV, а также песчаники бобриковского горизонта (пласты CVIl и CVI2), карбонатные породы кизеловского и заволжского горизонтов, верхнефаменского и нижнефаменского
подъярусов (пласты Dф:в и Dф:н). Основные начальные запасы приурочены к пашийскому горизонту - DI (более 59% геологических запасов) и муллинскому горизонту - DII (15%); запасы по DIV (старооскольский горизонт) - около 7%.
Всего на Серафимовском месторождении выявлено 123 залежи нефти с запасами категорий А, В, С и С2.
Основные геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов приведены в таблице. По горизонту DI выделяются три песчано-алевролитовых пласта (верхний DIв, средний DIc и нижний DIн), разделенные глинисто-алевро-литовыми прослоями. Песчаники пласта DIн нефти не содержат. Основным, наиболее развитым по площади является пласт DIc, содержащий более 93% запасов всего объекта.
Тонкие прослои коллекторов пласта DIв имеют ограниченное, полосообразное и линзовидное распространение (коэффициент распространения 0,27). Пласт представлен двумя прослоями; в большинстве разрезов присутствует один из них (коэффициент расчлененности 1,2). По пласту DIв выявлено 22 небольшие залежи стру-ктурно-литологического типа.
Пласты DIв и DIс разделены прослоем аргиллито-алевролитовых пород. В некоторых скважинах этот прослой отсутствует.
Песчаники пласта DIс хорошо выдержаны по площади. Коэффициент распространения составляет 0,94. Пласт DIс включает от одного до шести прослоев песчаников. Коэффициент расчлененности равен 1,5. По пласту DIс выявлено шесть залежей. Самая крупная залежь Серафимовско-Леонидовской площади
(20,2х6,5 км) содержит более 84% геологических запасов объекта, вторая по величине залежь Константиновской площади (5,8х2,2 км) - немногим более 6%
запасов. Доля запасов в ВНЗ по этим залежам соответственно 0,23 и 0,12.
Песчаники горизонта DII залегают почти повсеместно. Коэффициент распространения коллекторов находится в пределах от 0,96 (Серафимовско-Леонидовская площадь) до 0,98 (Константиновская площадь). Выделяются три песчаных прослоя, которые иногда сливаются, образуя монолитный пласт, или замещаются плотными алевролитами. В целом горизонт DII прдставляет собой единую гидродинамическую систему. В зонах пониженной эффективной толщины песчаники замещаются глинистыми алевролитами в верхней, реже в нижней части разреза.
По горизонту DII выявлена 21 залежь. В основном, за исключением залежи 14А Константиновской площади (6,2х2,9 км), залежи небольших размеров. Основные запасы объекта приходятся на залежь 14А (80,7% НБЗ, или 86,3% НИЗ). Доля запасов в ее ВНЗ составляет 0,41. Залежи имеют хорошую гидродинамическую связь с законтурной областью.
Песчаники горизонта DIV характеризуются почти повсеместным распространением. Отмечаются полосообразное залегание зон повышенной (более 8 м) и пониженной толщины коллекторов и их субмеридиональная направленность. Наблюдаются резкие изменения толщины коллекторов на малых расстояниях. Выявлено семь залежей нефти пластового, сводового типа. Доля запасов в ВНЗ достигает 0,88.
Проектирование разработки Серафи-мовского месторождения осуществлялось ВНИИнефтью (1951 г.) и БашНИПИ-нефтью (УфНИИ) с 1953 г. В первом проектном документе (1951 г.) по горизонту DI Серафимовской площади рекомендовался вариант размещения скважин с расстоянием между ними в центральном
64 9/1998
Показатели Продуктивные горизонты
бобриков- турнейс- заволжс- фаменс- тиманс- DI 011
ский кий кий кий я
Средняя глубина залегания, м 1250 1320 1340 1560 1685 1690 1700 1715 1730
Тип залежи Струк- Структур- Структур- Струк- Струк- Структур- Струк- Струк- Структур-
турно- ный ный турно- турно- ный турно- турно- ный
литологи- литологи- литологи- литологи- литологи-
ческий ческий ческий ческий ческий
Тип пласта Терриген- Карбонат- Карбонат- Карбонат- Терриген- Терриген- Терриген- Терриген- Терриген-
ныи ный ный ный ныи ныи ныи ныи ныи
Площадь нефтегазоносное™, 37113 25808 3951 36911 837 113561 27111 24405 31125
тыс.м2
Средняя нефтенасыщежая 2,1 4 0,5 2,4 2,1 5,7 6,5 1,6 2,9
толщина, м
Пористость, % 18,2 11,3 9 4,1 17 19,2 19,2 16,4 17,1
Проницаемость по керну, мкм2 0,442 0,029 0,001 0,331 0,218 0,186 0,200
Проницаемость по ГДИ, мкм2 0,270 0,357 0,224 0,462
Коэффициент песчанистости 0,27 0,88 0,63 0,54-0,67 0,61-0,68 0,52
Коэффициент расчл ененности 1,1 3 1,8 1,5 1 1,5 2 1 1,2
Начальная пластовая 26 26 26 27 35 35 35 35 35
температура,°С
Начальное пластовое давление, 10,8 12,5 17,4 17,3 17,5 17,2 17,4
МПа
Вязкость нефти в пл астовых 25,5 18,6 18,6 18,7 2,43 1,76 4 1,45
условиях, мПа-с
Плотность нефти в пластовых 0,888 0,886 0,886 0,888 0,887 0,805 0,786 0,79 0,777
условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных 0,9 0,927 0,904 0,91 0,905 0,855 0,847 0,846 0,844
условиях, т/м3
Абсолютная отметка ВНК, м -1033 -1053 -1185 -1199 -1522 -1526,1 -1528,4 -1561 -1567,3
-1084,7 -1120 -1273 -1534,1 -1555 -1587 -1586,5
Объемный коэффициент нефти 1,047 1,023 1,023 1,055 1,055 1,142 1,144 1,136 1,179
Содержание серы в нефти, % 2,6 2,5 2,9 1,4 1,4 1,1 1,3 1,4
Содержание парафина в нефти, % 2,4 2,4 3,6 4,6 5,3 4,9 4,9
Давление насыщения нефти газом, 5,3 2,66 2,66 6,23 9,22 9 9 9,75
МПа
Газосодержание неф™, м3/т 19 11,8 11,8 22,3 20,3 61 61,7 56 76,1
Коэффициент нефтеизвлечения 0,207 0,199 0,197 0,157 0,291 0,559 0,601 0,200 0,596
ряду 250 м, а в остальных рядах - 500 м при расстояниях между рядами 600 м. Для поддержания пластового давления предлагалось внедрение законтурного заводнения. Принятая для разбуривания плотность сетки скважин 30 га/скв.
По уточненному проекту разработки (1953 г.) предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв., т.е. предполагалось сократить расстояние между рядами до 500 м и между скважинами в ряду до 400 м. К моменту составления указанного проекта северное крыло залежи было разбурено по сетке
500х600 м (30 га/скв).
В проектном документе по разработке Леонидовской площади (1954 г.) рекомендовались плотность сетки скважин 20 га/скв. и законтурное заводнение.
В проектном документе по разработке Константиновской площади (1953 г.) предполагалось эксплуатацию горизонта DII осуществлять тремя рядами добыва-
ющих скважин. Внешние ряды располагались параллельно внутреннему контуру нефтеносности на расстоянии 400-450 м от него. Расстояние между рядами было принято 400 м, а между скважинами в ряду 450-500 м. Была принята законтурная система заводнения.
В проектном документе 1966 г. предложено освоение внутриконтурного заводнения путем разрезания залежи нефти горизонта DI на участки рядами нагнетательных скважин. С целью довыработки запасов нефти в застойных зонах и сла-бовырабатываемых участках было рекомендовано бурение дополнительных добывающих скважин. В последующих проектных документах система разработки основных продуктивных горизонтов Серафимовского месторождения существенных изменений не претерпела.
Залежи нефти горизонта DI разрабатываются с 1949 г. (рис.1). Максимальный уровень добычи нефти был достиг-
нут в 1957 г. при массовой обводненности продукции 4,1% и текущем коэффициенте нефтеизвлечения 14,2% (отбор от НИЗ - 24%). Темп отбора от НИЗ составил 6,9% (от НБЗ - 4,1%).
В начальный период разработки преобладал фонтанный способ эксплуатации, а затем, по мере обводнения, с середины 60-х годов возрастала доля добычи механизированным способом. Разбуривание было начато по сетке 500х600 м (северозападная часть), с 1953 г. - продолжалось по сетке 400х500 м. К 1958 г. Серафи-мовско-Леонидовская площадь практически была разбурена. Фактическая плотность сетки скважин в зоне разбуривания составила 20,9 га/скв, а в пределах контура
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.