Результаты испытания „переходной зоны" на Павловской и Зеленогорской площадях
(В порядке обсуждения.)
Р. Ш. МАМЛЕЕВ, В. И. ТИМОНИН
За последние 12-15 лет в нефтяную геологию внедряется термин «переходная зона». К «переходной зоне» геофизики относят пласты или часть пластов с удельным сопротивлением 2-10 ом м. После внедрения этого термина считается, что в нефтеносных пластах нет резкого раздела между нефтью и водой, поэтому водонефтяной контакт (ВНК) превращается в условную величину. Обычно ВНК условно проводят по кровле «переходной зоны», а последняя имеет мощность от 1 до 7 м. Следовательно, «переходная зона» относится к водоносной части пласта, так как под водонефтяным контактом принято понимать отметку, ниже которой пласт полностью насыщен водой. Такое представление о ВНК сдерживало вскрытие нижних более продуктивных пластов. Считалось, что если монолитный пласт мощностью до 15 м нефтенасыщен только в кровле на 4-5 м и имеется 2-6-метровая «переходная зона», получать из него нефть или нефть с небольшим содержанием воды в течение длительного времени невозможно.
До 1957 г. на Павловской и Зеленогорской площадях перфорация производилась на 8-12 м выше ВНК, в результате чего многие продуктивные пласты, где вода занимает 50% и более мощности, оказались невскрытыми. Поэтому была поставлена задача добиться получения безводной нефти в течение длительного времени из пластов, обводненных более чем на 50%. Для решения этой задачи необходимо было выяснить природу так называемой «переходной зоны» и точно определить отметку ВНК, ниже которой невозможно получить нефть. За два года дополнительно вскрыты нижние интервалы на 32 скважинах, за счет чего получен прирост добычи нефти по двум площадям на 560 т/сутки.
Кроме того, проведена большая работа по испытанию и эксплуатации скважин со вскрытием только «переходной зоны». На скважинах с «переходной зоной» перфорация производилась только против интервалов сниженных удельных сопротивлений. В большинстве случаев из «переходной зоны» с удельным сопротивлением 2-4 омм получена безводная нефть. Только в отдельных скважинах получена нефть с небольшим содержанием воды (0,5- 5%).
Краткая характеристика вскрытых интервалов приведена в табл. 1.
В скв. 380 песчаники «переходной зоны» с удельным сопротивлением 7- 10 омм залегают на абсолютных отметках минус 1482,5-1487 м. Перфорация произведена в мае 1957 г. в интервале минус 1482,5-1485 м. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 40 т/сутки безводной нефти. Через два месяца работы появилась вода до 10%. В настоящее время скважина работает с дебитом 15 т/сутки при обводненности 10%.
В разрезе этой скважины ниже интервала перфорации (рис. 1) после 3-метровой глинистой перемычки прослеживается водоносный пласт. Поэтому трудно утверждать, что вода поступает из вскрытого пласта. Возможно, поступление воды происходит вследствие некачественного тампонажа из нижележащих водоносных горизонтов, что будет проверено закачкой изотопов.
Скв. 1238 до 1957 г. была контрольная. В июне 1957 г. после исследования методом наведенной активности было дано заключение, что пласт в интервале 1474,4-1483,6 м наполовину обводнен. ВНК был отбит на отметке 1478 м. Так как эта скважина попала на линию эксплуатационных скважин нулевого ряда Павловской площади, решили пустить ее в работу на нефть. При этом перфорацию производили только в «обводненном» интервале 1480-1482 м с расчетом в случае получения воды произвести изоляционные работы и испытать вышележащие интервалы. Скважина работает с июля 1957 г. с дебитом нефти 100-200 т/сутки при обводненности 0,6-4,5%. По данным этой скважины также нельзя сказать, что вода поступает из этого пласта, так как после 4-метровой глинистой перемычки залегает водоносный пласт. В скв. 3891 пласт представлен в интервале 1482,4-1490,1 м. В подошве этого пласта имеется свободная вода, мощность пласта около 0,5 м. Перфорация произведена в интервале 1482,4-1486 м. Скважина работает с января 1958 г. с дебитом нефти 80 т/сутки. В первый месяц работы обводненность колебалась в пределах 5%. В последнее время количество воды увеличилось до 20-25%. Вероятно, вода поступает из подошвы пласта из-за некачественного тампонажа.
По остальным семи скважинам (рис. 1 и 2) получили безводную нефть.
На основании приведенных выше данных можно сказать, что отнесение водонефтяного контакта к кровле переходной зоны не обосновано. К чему это приводит, можно показать на примере Ромашкинского нефтяного месторождения. По геофизическим данным на Ромашкинском нефтяном месторождении кровля «переходной зоны» колеблется на отметках 1477-1487 м, а подошва 1486-1491 м. Если, например, взять среднюю мощность нефтенасыщенных коллекторов равным 20 м, то ошибка в определении ВНК на 2-4 м может изменить запасы на 10-20%.
По многим скважинам Ромашкинского месторождения ВНК определяется на 2-4 м выше, чем его истинное значение (рис. 3).
Из схематического профиля видно, что подошва «переходной зоны» имеет практически ровную поверхность и соответствует ВНК (-1490 м).
В табл. 2 приведены абсолютные отметки кровли и подошвы так называемой «переходной зоны» по скважинам, изображенным на рис. 3.
Средняя мощность «переходной зоны» равна 4,7 м. Кровля «переходной зоны» колеблется на отметках 1482-1487,3 м, а подошва 1489-1491 м. Если принимать кровлю «переходной зоны» за ВНК, то получается средняя отметка водонефтяного контакта для этих 11 скважин 1485,3 м или на 4,7 м выше отметки зеркала воды.
В скв. 869, 876 и 878 из так называемой «переходной зоны» получена нефть на отметках соответственно 1484-1488 м; 1487-1489 м и 1479,1-1484, нефтенасыщенность интервалов определена 70 %; 56 и 70 %, то есть ниже ВНК, если его проводить по кровле «переходной зоны». По остальным скважинам «переходную зону» не испытывали.
Выводы
1. Из так называемой «переходной зоны» на Ромашкинском нефтяном месторождении можно получать нефть в течение длительного времени.
2. Водо-нефтяной контакт является не условной, а вполне определенной отметкой, ниже которой невозможно получить нефть. Для Павловской и Зеленогорской площадей Ромашкинского нефтяного месторождения ВНК определен на абсолютной отметке 1489-1491 м. Колебание отметки ВНК в пределах 2 м объясняется невозможностью точного учета удлинения ствола скважины при малых углах наклона ее.
Сложившееся определение «переходной зоны» вызвано неправильным толкованием пониженных удельных сопротивлений в подошве нефтенасыщенных пластов. Вследствие этого неправильно отбивался ВНК, что в свою очередь приводило к уменьшению промышленных запасов.
Снижение удельного сопротивления в «переходной зоне» происходит за счет увеличения содержания реликтовой воды. Подсчеты показывают, что в «переходной зоне» нефтенасыщенность уменьшается с 85% до 70-50%, а содержание реликтовой воды увеличивается с 15% до 30-50%.
3. Необходимо улучшить методы интерпретации геофизических материалов. По новым скважинам в заключении должны обязательно отражаться пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пластов. А по старым скважинам необходимо пересмотреть заключения в свете полученных данных о водонефтяном контакте и так называемой «переходной зоне».
4. На скважинах, где в монолитных пластах имеются нефтенасыщенная часть, «переходная зона» и водонасыщенная часть, необходимо принять следующую методику освоения: перфорацию производить только на 1-2 м ниже ВНК с последующей забойной заливкой под давлением 300-500 ат и затем проводить повторную перфорацию против «переходной зоны» для эксплуатации на нефть.
Азнакаевскнефтъ
|
№ скв. |
Интервал перфорации |
Характеристика перфорированного пласта |
Абсолютные отметки перфорации |
Абсолютные отметки подошвы перфорированного пласта |
|
380 |
1777-1784 |
Песчаники со слабым нефтенасыщением с удельным сопротивлением пласта 7-10 ом м |
1479-1485,6 |
1486,8 |
|
1238 |
1668-1670 |
По заключению на 1957 г. песчаники водоносные |
1480-1482 |
1483,6 |
|
1629 |
1767,2-1770,2 |
Нефтенасыщенный песчаник и «переходная зона» с удельным сопротивлением от 20 до 4,5 ом м |
1482,9-1485,9 |
1488,9 |
|
3714 |
1653,6-1657 |
«Переходная зона» с удельным сопротивлением 12-1,25 ом м |
1479,9-1483,3 |
1483,7 |
|
3729 |
1796-1798 |
«Переходная зона» с удельным сопротивлением до 5 ом м |
1484,6-1486,6 |
1487 |
|
3733 |
1693,2-1695,2 |
Водоносный песчаник с удельным сопротивлением 2 ом м |
1477,1-1479,1 |
1479,1 |
|
3850 |
1686-1691 |
Нефтенасыщенный песчаник и «переходная зона» с удельным сопротивлением 50-10 ом м |
1480,6-1485,6 |
1487 |
|
3851 |
1779-1781 |
«Переходная зона» с удельным сопротивлением 5 ом м |
1489-1491 |
1491,2 |
|
3884 |
1784-1788 |
«Переходная зона» с удельным сопротивлением 8-1,5 ом м |
1486,4-1490 |
1490,8 |
|
3891 |
1702-1706 |
Нефтенасыщенный песчаник и «переходная зона» с удельным сопротивлением 20-3 ом м |
1481,5-1485,5 |
1489,1 |
|
№ скв. |
Отметка «переходной зоны» |
Мощность, м |
Нефтенасыщенность, %, |
||
|
кровли |
подошвы |
«переходной зоны» |
нефтяной части |
||
|
868 |
1484,1 |
1489,3 |
5,2 |
75 |
87 |
|
869 |
1484 |
1489 |
5,0 |
70 |
85 |
|
870 |
1485,1 |
1490,8 |
5,7 |
75 |
87 |
|
871 |
1485,4 |
1491,0 |
5,6 |
64 |
77 |
|
872 |
1485,7 |
1490 |
4,3 |
50 |
71 |
|
873 |
1485,2 |
1489,4 |
4,2 |
70 |
85 |
|
874 |
1486,9 |
1490,1 |
3,2 |
70 |
80 |
|
875 |
1485,6 |
1489,1 |
3,5 |
73 |
86 |
|
876 |
1487,3 |
1490,9 |
3,6 |
56 |
75 |
|
877 |
1485,6 |
1489,0 |
3,4 |
64 |
85 |
|
878 |
1482 |
1490,0 |
8,0 |
70 |
85 |
|
Среднее |
1485,3 |
1489,8 |
4,7 |
|
|
1 - нефтеносные коллекторы; 2 - водоносные коллекторы; а - известняк; 4 - интервалы перфорации; 5 - глина; 6 - переходная зона.
Рис. 3. Схематический профиль по линии скв. 868-878.
1 - аргиллиты; 2 - известняки; 3-песчаники и алевролиты; 4 - начало переходной зоны; 5 - конец переходной зоны; 6 - мощность переходной зоны.