В Волгоградском Поволжье ряд месторождений находится на заключительной стадии разработки, характеризующейся снижением пластового давления и развитием воронок депрессии в продуктивных коллекторах [2].

Газонефтяная залежь бобриковского горизонта. Овражного месторождения, приуроченная к локальному куполовидному поднятию, смещена относительно свода структуры. Скв. 3-первооткрывательница (рисунок) при опробовании испытателем пластов интервала –1737 –1746 м дала приток нефти с водой суммарным дебитом до 1000 м³/сут. В своде структуры из скв. 4 (–1726 –1738 м) получен приток газа, в скв. 11 у замка структуры ниже отметки –1750 м продуктивный коллектор не обнаружен, в скв. 12 до отметки –1740 м он также не встречен, а ниже оказался водонасыщенным.

i_внк=i_пg_в/g_в–g_н. (О

где i_внк, i_п – уклоны ВНК и пьезометрический; g_в, g_h – плотность воды и нефти (г/см³) в пластовых условиях.

Для Овражного месторождения плотность воды и нефти в бобриковском горизонте соответственно равна 1,135 и 0,656 г/см³. По этим значениям из формулы (1) уклону ВНК 0,014 должен соответствовать пьезометрический уклон, равный 0,006.

Рассмотрим гидродинамическую обстановку в районе Овражного месторождения, которое находится в 30 км к юго-западу от Линевского газового, разрабатываемого с 1958 г. Давление в залежи газа бобриковского горизонта на отметке –1105 м на 1/I 1958 г. составляло 13, а к 1/I 1988 г. оно снизилось до 5 МПа. Радиус зоны снижения пластового давления (депрессионной воронки) определяется по формуле [1]:

R=1.5(at)^0.5, (2)

где а – пьезопроводность пласта, по аналогии [1] принимаем равной 5·10⁴ м²/сут; t – продолжительность разработки, сут. По расчету, депрессионная воронка вокруг Линевского месторождения за 30 лет его эксплуатации распространилась на 35 км, т. е. вновь открытая залежь газа и нефти Овражного месторождения находится в ее пределах. Это подтверждается пониженным значением пластового давления в скв. 3 на отметке–1741 м (ВНК залежи), которое при опробовании составило 18 МПа. Эта величина на 1,3 МПа меньше начального пластового давления Линевского месторождения, приведенного к отметке –1741 м с учетом изменения плотности воды в пласте от 1,11 г/см³ на Линевском месторождении до 1,135 на Овражном.

Оценим положение пьезометрической поверхности бобриковского горизонта до начала разработки Линевского месторождения. Известно, что залежь газа здесь подстилалась нефтяной оторочкой мощностью до 1,5 м, смещенной на северо-восточное крыло структуры с уклоном ВНК 0,001. Из формулы (1) указанному уклону ВНК при плотности нефти Линевского месторождения 0,857 г/см³ и воды 1,11 должен соответствовать уклон пьезометрической поверхности, равный 0,0003.

где S – понижение пьезометрического уровня (м) в момент времени t (сут) с начала разработки залежи с производительностью Q (м³/сут) на расстоянии r (м) от центра отбора; k – коэффициент фильтрации, м²/сут; М – толщина пласта, м.

Первая производная этой функции по аргументу r, т. е. уклон пьезометрической поверхности на расстоянии r от Линевского месторождения, будет:

При усредненных параметрах пласта и отборе на Линевском месторождении 1000–3000 м³/сут [2] (в пластовых условиях) пьезометрический уклон на расстоянии 30 км от Линевского месторождения составит 0,003–0,01, что согласуется со значением уклона, определенным аналитически по уклону ВНК на Овражном месторождении и равным 0,006.

1. Справочное руководство гидрогеолога. Т. 1 / Под ред. В. М. Максимова.– Л.– Недра.
2. Титов В. И. Об учете влияния разработки месторождений на гидродинамическую систему прилегающих перспективных отложений // В кн.: Геология, поиски и разведка залежей углеводородов в палеозойских отложениях.– М.– 1985.–С. 146–150.
3. Чистовский А. И., Чикин Н. Н. Влияние водонапорных систем на распределение нефтяных залежей // Геология нефти и газа.– 1977.– № 6.– С. 53–57.

Пласты: 1 – коллектор, 2 – неколлектор; залежь 3 – нефтяная, 4 – газовая; 5 – пьезометрический уровень: А – на 1/1 1958 г., Б – на 1/1 1988 г.; 6 – интервал опробования скважины