Составил В.Г. Каналин 11 страница. Толщина пласта от 1,6 до 7,6 м, наибольшая толщина вскрыта в сквТолщина пласта от 1,6 до 7,6 м, наибольшая толщина вскрыта в скв. 66, 516, 508. От нижележащего пласта БС5-6 отделен глинистой перемычкой, толщина которой равна 1,5 м—10 м. Остаточная водонасыщенность по 21 анализу колеблется от 23 до 45%, составляя в среднем 30,5%. Площадь в пределах контура газоносности (совпадающего с нижележащим пластом АВ5) является максимальной. Пласт АС5-6 представлен песчаниками, алевролитами, для которых характерны значительная фациальная изменчивость как по площади, так и по разрезу. Например, в разрезе скв. 95, 67, 66, 93 отмечается глинизация кровельной части пласта, а в скв. 91, 508, 470 — подршвенной. Толщина пласта колеблется от 20 до 31 м, наибольшая толщина (29—31 м) зафиксирована в пределах Моховой площади (скв. 93, 66). В разрезе пласта выявлено 5—7 глинистых пропластков, толщиной от 0,3 до 2 м. Проницаемость рассчитывалась по 66 анализам, значения ее колеблются от 0,034 до 1,395 мкм2, средняя величина, принятая для газодинамических расчетов, равна 0,400 мкм2. Среднее значение остаточной водонасыщенности по 65 определениям составило 28,2%. При опробовании обоих газовых пластов дебиты газа колеблются от 83 тыс. до 333 тыс. м3/сут. Содержание метана составляет 96—97%, этана 0,4%, пропана 0,35—0,4%. Дебиты нефти из оторочки небольшие — 1—3 м3/сут, плотность ее в пластовых условиях равна 0,801 г/см3 (см. табл. 49). Пласт БС1, сложенный песчаниками и алевролитами, имеет обычно небольшую общую толщину (2,4—3,8 м), однако в пределах Моховой площади зафиксировано ее увеличение до 12 м. Сокращение толщины связано с глинизацией коллектора как в кровельной, так и в подошвенной частях пласта. В разрезе пласта фиксируется от одного до трех глинистых пропластков (скв. 94, 470, 516). При опробовании пласта через 8-мм штуцер дебит нефти составил 73 т/сут. Нефть тяжелая, вязкая, причем вязкость ее больше вязкости нефти пласта БС10 в пластовых условиях в 3,6 раза, а в поверхностных — в 5—8 раз, что весьма важно при выборе объектов эксплуатации. Нефть из описываемого пласта более сернистая, смолистая. Пласт БС10 также сложен песчаниками, реже алевролитами. В некоторых скважинах наблюдается глинизация подошвенной части пласта (скв. 95, 62, 516, 470, 91, 93). Кроме того, по ряду скважин отмечено наличие двух-пяти глинистых пропластков. В целом в разрезе пласта можно выделить четыре пачки: БС101, БС102, БС103, БС104. Эффективная толщина пласта колеблется от 12 до 37 м. В процессе его опробования дебиты нефти при 8-мм штуцере составили 101 —166 т/сут, коэффициент продуктивности изменяется от 20 до 95 т/(сут*МПа), гидропроводность от 65 до 290 мкм2*см/(МПа*с), проницаемость (по промысловым данным) —от 0,080 до 0,310 мкм2. Для гидродинамических расчетов принята величина проницаемости, равная 0,200 мкм2. Нефть по своим товарным свойствам в значительной степени лучше нефти из пласта БС1. На основании анализа геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов и насыщающих их флюидов были предложены следующие варианты выделения эксплуатационных объектов в разрезе Федоровского многопластового месторождения: I вариант — три объекта: 1) залежь пластов АС4+АС5-6; 2) залежь пласта БС1; 3) залежь пласта БС10; II вариант —два эксплуатационных объекта, один из них — возвратный: 1) залежь пластов АС4+АС5-6; 2) залежь пласта БС10. Залежь пласта BC1 предложено разрабатывать как объект возврата после окончания эксплуатации скважин на пласт БС10; III вариант —два объекта: 1) залежь пластов АС4+АС5-6; 2) залежь пластов BC1+БС10. С целью решения вопроса об оптимальном, с геологической точки зрения, варианте выделения объектов эксплуатации был проведен расчет значений ранговых потенциалов, которые равны: для пласта АС4—2,6; АС5-6—2,8; БС1—2,66; БС10—3,66. Данные ранговые потенциалы свидетельствуют, вероятно, о необходимости объединения залежей пластов АС4 и AC5-6, а также о раздельной эксплуатации залежей пластов BC1 и БС10. Гидродинамические и технико-экономические расчеты позволили рекомендовать для внедрения II и IV варианты. Таким образом, комплексная интерпретация полученных геолого-промысловых материалов позволила оценить оптимальные варианты разработки в целом всего месторождения, составить технологическую схему разработки и произвести соответствующие расчеты. 25.2. Интерпретация геолого-промысловых материалов в процессе разработки 25.2.1. Усть-Балыкское нефтяное месторождение Усть-Балыкское нефтяное месторождение — одно из интереснейших в Западной Сибири, его структура осложняет Пимский вал, находящийся в пределах южной части Сургутского свода. Здесь выделяются Усть-Балыкское и Солкинское поднятия (и соответственно Усть-Балыкская и Солкинская площади). Разрез месторождения условно можно разделить на две части: нижнюю, включающую пласт БС10, и верхнюю, включающую пласты БС1, БС2+3, БС4, БС5. Верхняя часть разреза характеризуется наличием четко выделяемых пластов песчаников и глин, которые являются устойчивыми реперами при корреляции. Пласты становятся более глинистыми с глубиной и по направлению на север месторождения (к скв. 66). При сопоставлении разрезов скважин в пласте БС2-3 выделяется зональный интервал БС12-3 (скв. 514, 843, 844, 870). В пласте БС10 пять зональных интервалов БС110, БС210, БС310, БС410, БC510, разделенных глинистыми пропластками, мощность которых колеблется от 2 до 7 м. На север и северо-запад наблюдается постепенное неравномерное замещение песчаников пласта БС10 глинами и полное выклинивание пропластков БС210 и БС310. Таким образом, продуктивные пласты Усть-Балыкского месторождения неоднородны, они характеризуются наличием прослоев аргиллитов и известковистых пород. Лучшим строением и выдержанностью по площади обладает пласт ВС1, который хорошо фиксируется кривыми КС и СП. Вниз по разрезу плотные прослои в пластах встречаются чаще. Залежи пластов БС1, БС2+3, БС4, БС5—пластовые сводовые, имеющие одинаковую отметку ВНК, —2076 м; залежь пласта БС10 — литологически ограниченная (рис. 66). Таблица 50 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Усть-Балыкского месторождения
Продуктивные пласты БС1—БС10 находятся в регрессивной части трансгрессивного цикла, что доказывается улучшением отсортированности обломочного материала снизу вверх по разрезу (от 2,5 в пласте БС10 до 1,8 —в BC1) с одновременным увеличен; медианного размера зерен (от 0,08 до 0,18 мм) и уменьшением глинистого цемента, что связано с постепенным увеличением скорости роста структур. Анализируя все сказанное, можно сделать вывод, что лучшей литолого-петрографической характеристикой обладает пласт БС1 с преобладанием песчаной фракции до 83%. Песчаники хорошо отсортированы; содержание пелитовой фракции небольшое (до 21,8%). С глубиной вниз по разрезу литологическая характеристика пластов меняется. Так пласт БС10 характеризуется сложным литологическим строением, худшей отсортированностью песчаников и большим содержанием глин (6 – 31%). Изучение коллекторских свойств описываемых пластов проводилось путем изучения образцов керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов БС1, БС2-3, БС4 приведена в табл. 50. Пласт БС5 включает песчаные и алевролитовые прослои, которые чередуются с плотными, сильно известковистыми песчаниками. Пористость от 22 до 27%, проницаемость — от 0,100 до 0,420 мкм2. Пласт БС10 характеризуется значительным ухудшением коллекторских свойств, например, проницаемость здесь изменяется от 0,005 до 0,250 мкм2, среднее значение пористости 20,5%. Интересно отметить, что кривые распределения пористости и проницаемости имеют две вершины. При решении вопроса о граничной величине «коллектор — неколлектор» принято значение αсп=0,4. В целом, коллекторские свойства продуктивных пластов улучшаются вверх по разрезу, но даже в пределах верхнего нефтегазоносного комплекса наблюдается различие коллекторских характеристик пластов. Опробование скважин осуществлялось снизу вверх, так как разведка месторождения проводилась практически одной серией скважин. Залежи пластов БС1, БС2-3, БС4, БС5— высокодебитные, а пласта БС10 — среднедебитные, что необходимо учитывать при проектировании их разработки. Нефти описываемого месторождения относятся к метаново-нафтеновому типу, по физико-химическим свойствам они смолистые, сернистые и парафинистые. Нефти всех продуктивных пластов в основном сходны, плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 0,806 до 0,823 г/см3, вязкость — от 3,19 до 5,4 мПа*с, однако наибольшими плотностью и вязкостью обладает нефть из пласта БС4. Гидродинамические исследования на месторождении проводились методами установившихся отборов, снятия кривых восстановления давления, гидропрослушивания, снятием профилей приемистости и отдачи. Индикаторные линии добывающих скважин имеют прямолинейный вид, а нагнетательных при депрессиях на пласт более 5,5 MПа—искривляются в сторону оси дебитов за счет раскрытия трещин. Коэффициенты продуктивности изменяются от 5 до 270 т/(сут*МПа), причем наибольшей продуктивностью характеризуются пласты БC1 и БС2-3. Кривые восстановления давления сняты более чем по 130 скважинам. Интересно отметить, что гидропроводность увеличивается в зависимости от роста депрессии на пласт. Это, вероятно, в большей степени связано с увеличением работающей мощности, что хорошо видно на профилях притока. Результаты гидропрослушивания свидетельствуют о хорошей гидродинамической связи отдельных участков пласта. Кроме отмеченных исследований, проведены работы с помощью глубинных дебитомеров с целью контроля за работающими интервалами и выделения работающих интервалов. В ряде случаев отмечается четкая зависимость между депрессией и толщиной работающих пластов (скв. 80, 516, 518). Результаты дебитометрии позволили сделать выводы: а) гистограммы работающих интервалов в основном идентичны распределению проницаемости по разрезу; б) пласты BC1 и БС4 вырабатываются по мощности более равномерно, чем пласт БС2-3. Следует добавить, что при совместной эксплуатации пластов BC1 и БС2-3 особенно наглядно видно резкое отставание выработки пласта БС2-3. При совместной эксплуатации продуктивность скважин занижается на 27%, гидропроводность— 47%, дебиты — на 40% против суммарных показателей по отдельным пластам. Это приводит к перетокам жидкости из одного пласта в другой [35]. Таким образом, в результате геолого-промыслового анализа выяснилось, что наибольшей неоднородностью обладают пласты БС5 и БС10, улучшение коллекторских свойств фиксируется вверх по разрезу. Площади залежей пластов БС1—БС5 в плане перекрываются, исключение в этом отношении представляет пласт БС10. Физико-химические свойства нефти всех пластов в основном идентичны, дебиты нефти, за исключением пласта БС10, также одинаковы. В 1964 г. институтом ВНИИнефть была составлена технологическая схема разработки, в соответствии с которой пласты БС1, БС2-3, БС4 объединялись в один эксплуатационный объект. Поддержание пластового давления предусматривалось как внутриконтурное (продольное разрезание залежи), так и законтурное. Закачка воды в пласты BC1 и БС2-3— совместная. Расположение добывающих скважин планировалось параллельно внешнему контуру нефтеносности и разрезающему ряду. Кроме того, в 1971г. институтом Гипротюменнефтегаз была составлена технологическая схема разработки залежи пласта БС10, здесь рекомендовано проводить площадное заводнение. В соответствии с этой схемой залежь пласта БС10 в настоящее время только начинает разбуриваться добывающими скважинами. Таким образом, в разрезе месторождения выделены к настоящему времени два эксплуатационных объекта: 1) BC1 +БС2-3+БС4; 2) БС10. Остановимся на состоянии разработки эксплуатационного объекта БС1+БС2-3+БС4. Наибольшее количество нефти в общем объеме годовой добычи дает пласт БС1. Однако в целом наибольшая нефтеотдача достигнута по пласту БС4. Выработка запасов нефти из объекта происходит весьма неравномерно как по площади, так и по разрезу. Проектный темп отбора нефти был превышен только по пласту БС4. Скорость продвижения закачиваемых вод по пласту БС1 почти такая же, как и по пласту БС4. В зоне центрального разрезающего ряда фронт закачиваемой воды по пласту БС1 на отдельных участках продвинулся на 1000 м и более, чем по пласту БС2-3. Проектный уровень добычи нефти по пластам BC1 и БС2-3 так и не был достигнут, хотя на каждый из них было пробурено дополнительное число добывающих и нагнетательных скважин. Например, на пласт БС2-3 были пробурены 173 добывающие скважины, хотя по проекту планировалось лишь 111. Это вызвано, вероятно, совместной эксплуатацией пластов и недостаточной эффективностью системы разработки. По пласту БС4 проектный уровень добычи нефти был уже превышен в первые годы разработки, а максимальная его величина была достигнута в 1969 г. [35]. По всем продуктивным пластам отмечается значительная обводненность добываемой продукции. Основной рост обводненности при этом наблюдается по пласту БС4 (6,3%). По пласту БC1 она достигает 2,9%, а по пласту БС2-3 — 2,5%. По верхним пластам БC1 и БС2-3 наблюдается послойное обводнение, причем в первую очередь оно происходит по нижней части пластов. По нижнему пласту обводнение осуществляется по всей его мощности, в основном подтягиваются подошвенные воды. В целом обводнение происходит вследствие большой скорости продвижения закачиваемых вод. Исследования скважин глубинными дебитомерами и расходомерами показали, что работающая толщина пластов колеблется от 10 до 53%, в среднем 29,3%. В пласте БC1 воду принимает кровельная и средняя его части, в пласте БС2-3— кровельная и реже —подошвенная части. Замеры пластовых давлений по скважинам позволяют сделать вывод о неравномерности их распределения по пластам. По сравнению с первоначальным пластовым давлением (21,6 МПа) оно в пласте БC1 достигло 19,63, по пласту БС2-3—19,59, пласту БС4 — 20,07 МПа. Падение пластовых давний наблюдалось в 1972 г., затем отмечен постепенный их рост, однако до первоначального уровня они так и не восстановились [35]. Отмеченное состояние разработки эксплуатационного объекта сохранилось в основных чертах до настоящего времени. Нами было предложено несколько вариантов объединения рассматриваемых пластов в эксплуатационные объекты. Ввиду недостаточной изученности геологического строения продуктивных пластов и, особенно состояния их разработки, эти предложения, к сожалению, своевременно не были приняты. Обобщение всех геолого-промысловых материалов при составлении проекта разработки залежей пластов БС1, БС2-3, БС4 привело к необходимости бурения дополнительных добывающих скважин на каждый продуктивный пласт, т.е. уплотнению сетки скважин, общее число которых по разным вариантам достигает 107—220. Бурение такого числа добывающих скважин равносильно бурению самостоятельной серии скважин на каждый пласт, т.е. выделению самостоятельных эксплуатационных объектов БC1, БС2-3, БС4. Таким образом, комплексная интерпретация геолого-промысловых материалов, сравнение фактических и проектных показателей разработки этого многопластового эксплуатационного объекта позволяют сделать вывод о значительном несовпадении величин этих показателей. Кроме того наблюдается неравномерная выработка рассматриваемого эксплуатационного объекта как по площади, так и по разрезу, что обусловлено значительной неоднородностью пластов, их различной литолого-физической характеристикой. Следовательно, объединение продуктивных пластов БC1+БC2-3+БC4 в один эксплуатационный объект сделано неверно. Этот вывод подтверждается и предложением института СибНИИНП о бурении дополнительного числа эксплуатационных скважин на каждый продуктивный пласт, т.е. о значительном уплотнении сетки скважин. Таким образом, формирование представлений о модели нефтяной залежи осуществлялось на основе геолого-промысловой информации, получаемой на базе комплекса всех перечисленных выше методов (прямые, геофизические, гидродинамические, геолого-промысловые и др.). Обобщение и интерпретация информации осуществлялась путем качественной и количественной оценок. изучаемых геолого-промысловых признаков, построения карт, геологических разрезов. При этом большое, внимание уделялось оценке неоднородности изучаемых пластов при обосновании систем разработки и конечной нефтеотдачи. 25.2.2. Правдинское нефтяное месторождение Правдинское месторождение расположено в пределах Сургутского свода и приурочено к Пайкинской структуре, представляющей собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, которая по вышележащим отложениям постепенно выполаживается. Сводовая часть поднятия осложнена северным и южным куполами. В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты: Ю0, БС20, БС19, БС9, БС8, БС6, БС5, АС10-11 представленных песчано-алевролитовыми породами. Необходимо отметить, что в некоторых работах пласты БС9, БС8, БС5, АС10-11 соответственно названы БС11 и БС10; БС7; БС4; АС11. Вероятно, такая индексация более правильная, так как соответствует номенклатуре пластов, принятой совещанием в г. Правдинске. Однако все технологические схемы составлены в соответствии со старой номенклатурой пластов, что и явилось основной причиной ее использования в данной работе. Все продуктивные пласты относятся к четырем этажам нефтегазоносности. Наиболее изучены из них пласты БС4, БС6, БС8 Нижележащие пласты изучены менее детально, хотя, очевидно, имеют довольно сложное геологическое строение. Геолого-промысловая характеристика продуктивных планетов приведена в табл. 51. Коротко остановимся на основных особенностях, учет которых необходим при проектировании разработки. При этом использовались прямые, геофизические, гидродинамические и геолого-промысловые методы учета геолого-промысловой информации. В процессе корреляции разрез месторождения был разделен на пять частей, в основном соответствующих выделенным нефтегазоносным комплексам. В их пределах границы пластов выделяются довольно четко по комплексу промыслово-геофизических исследований (электрометрия, БЭЗ, микрозондирование, кавернометрия). Из всех пластов наиболее выдержан пласт БС6, для пластов БС4, БС7, БС10, БС11, БC19 характерно замещение песчаников глинами. Поэтому в разрезе месторождения фиксируются как пластовые сводовые (AC10-11, БС6), так и литологически экранированные (БС7, БС10, БС11) залежи. Таблица 51 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Правдинского нефтяного месторождения
Примечание: Режим залежи – упруго-водонапорный. В процессе сопоставлении разрезов скважин установлено, что все продуктивные пласты перекрываются довольно выдержанными глинистыми покрышками, мощность которых в среднем составляет 10—30 м (см. табл. 51). Исключение составляет пласт БС7, который перекрывается пачкой глинистых пород мощностью 3—7 м. Таким образом, мощность глинистых плотных покрышек вполне достаточна для изоляции продуктивных пластов. Продуктивные пласты представлены песчаниками, глинистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники мелко- и среднезернистые, полимиктовые, слюдистые. Лучшей литолого-петрографической характеристикой обладает пласт БС6, песчаники хорошо отсортированы, содержание пилитовой фракции небольшое. Цемент по составу хлоритовый, карбонатный, по типу пленочный, регенерационный. Отмечено замещение пластов БС5, БС6, БС8 глинистыми породами. Пласт Ю0 в отличие от вышележащих сложен трещиноватыми битуминозными аргиллитами баженовской свиты. Литология его изучена недостаточно, так как керн на поверхность не поднят. Следовательно, наличие двух различных типов пород-коллекторов в разрезе месторождения следует учитывать при выделении здесь эксплуатационных объектов. Коллекторские свойства по пластам Ю0, БС20-21 не определялись, по пласту БС20-21 она принята равной 0,17. По пласту БС19 пористость изменяется от 10 до 18%, а проницаемость от 0,010 до 0,050 мкм2. Коллекторские свойства пластов БС9 и БС8 в целом одинаковы. Наибольшее число определений пористости и проницаемости сделано по пласту БС6, пористость изменяется от 16,7 до 24,7%, проницаемость — от 0,003 до 0,485 мкм2 (среднее значение 0,090 мкм2). Средняя величина проницаемости по материалам промыслово-геофизических исследований 0,068 мкм2, а гидродинамических— 0,109 мкм2. Пористость песчаников пласта БС5, варьирует от 12 до 23,8%, а пласта АС10-11 — от 19,4 до 24,2%, проницаемость песчаников этого пласта изменяется от 0,120 до 0,308 мкм2. Нефтенасыщенность изменяется от 0,60 до 0,74. Таким образом, в целом по месторождению коллекторские свойства улучшаются вверх по разрезу, в пределах же отдельных нефтегазоносных комплексов они остаются примерно на одном уровне.
|