К оглавлению

Единая поверхность водо-нефтяного контакта - один из основных факторов выделения эксплуатационных объектов

В. С. Мелик-Пашаев

Для подсчета запасов и проектирования рациональной разработки нефтяного месторождения очень важно расчленять продуктивную толщу, имеющую значительную мощность, на отдельные эксплуатационные объекты. Из практики разработки нефтяных месторождений известно, что необоснованное выделение значительного количества эксплуатационных объектов приводило к заложению большого числа сеток скважин и резкому снижению эффективности разработки. Анализ разработки крупных нефтяных месторождений показал, что выделение эксплуатационных объектов в ряде случаев представляет очень сложную задачу, возможное решение которой не всегда однозначно. Однако нельзя считать, что многие принципы выделения эксплуатационных объектов не являются общими как для платформенных, так и для геосинклинальных областей. Эксплуатационным объектом следует называть часть продуктивного разреза нефтяного или газового месторождения, которая по геологическим и техническим условиям, а также по Экономическим соображениям выделена для разработки одной сеткой скважин. Эксплуатационный объект может включать в себя один пласт, несколько пластов, а в некоторых случаях и целые нефтеносные свиты. Эксплуатационные объекты следует выделять независимо от того, будут ли они разбуриваться самостоятельной сеткой скважин или их включат в разработку путем возврата скважин из нижезалегающих горизонтов. В настоящей статье рассматривается один из принципов выделения эксплуатационных объектов, который, по нашему мнению, очень важен и может быть установлен в начале изучения месторождения разведочными скважинами.

Детальное изучение крупнейших залежей Русской платформы показало, что в контуре нефтеносности отдельных горизонтов есть много зон выклинивания аргиллитовых пачек, в пределах которых песчаники смежных пластов сливаются (рис. 1). Значительное количество таких зон, расположенных по всей нефтяной залежи, обусловливает гидравлическую связь нефтяных пластов и единую поверхность водо-нефтяного контакта. В процессе разработки наблюдается взаимосвязь всех нефтяных пластов и переток жидкости из одного пласта в другой в зависимости от пластовых давлений.

Подобное явление зафиксировано на Туймазинском месторождении (Башкирия), где в результате анализа разработки установлено наличие перетока нефти и воды из горизонта ДII в ДI через зоны выклинивания аргиллитового раздела.

Сообщаемость пластов ДI и ДII обнаружена при сопоставлении карт распределения расчетного пластового давления с картами изобар, построенными по фактическим данным. Сопоставление показало, что наблюдаемые пластовые давления в районе скважин пласта ДI выше, а в районе скважин пласта ДII ниже расчетного давления. Несмотря на то, что объем нагнетаемой воды в пласт ДII в 2 раза превышал отбор нефти, пластовое давление в течение ряда лет не изменялось (рис. 2).

Косвенно наличие перетока подтверждается и тем, что вычисленная величина нефтеотдачи по заводненной части горизонта ДII очень низкая (из-за перетока нефти в горизонт ДI) и не соответствует возможной нефтеотдаче однородного и хорошо проницаемого пласта.

Детальная корреляция каротажных разрезов многих скважин, пробуренных за время разработки, позволила выяснить положение большинства зон выклинивания глинистого раздела, расположенных в различных частях структуры, в том числе и в ее сводовой части.

На Ромашкинском месторождении (Татария) в разрезе пашийской свиты девона выделяют 4-5 продуктивных пластов, детальное изучение которых показало, что вследствие резкой литологической изменчивости свиты разделы, разобщающие пласты, не выдержаны по площади и на большинстве участков выклиниваются. На картах литологической изменчивости продуктивных пластов видно, что каждый из них имеет много зон «слияния» с вышележащим и нижезалегающим пластами. Зоны выклинивания обусловили гидродинамическую связь смежных пластов и единую поверхность ВНК для всех пластов пашийской свиты. Указанные пласты для разработки объединены в один эксплуатационный объект.

Однако такое объединение продуктивных пластов с единой поверхностью ВНК не исключает необходимость учета различия физических свойств коллекторов, слагающих отдельные пласты. Это различие при осуществлении процесса поддержания давления в залежи может вызвать продвижение нагнетаемой воды по отдельным, более проницаемым пластам, в то время как запасы нефти, заключенные в менее проницаемых пластах, не будут вытесняться; в результате может резко снизиться нефтеотдача по горизонту или по эксплуатационному объекту в целом. В связи с этим для равномерного вытеснения воды из всех нефтяных пластов и достижения максимальной нефтеотдачи необходимо раздельно нагнетать воду в продуктивные пласты. Кроме того, из-за геологических условий залегания нефти в некоторых случаях необходимо последовательно разрабатывать объединенные пласты, например, когда нижние пласты, отличающиеся хорошей проницаемостью, после обводнения могут затруднить добычу нефти из верхних пластов того же эксплуатационного объекта.

На Яринском месторождении (Пермская область) нефтяные пласты тульского и угленосного горизонтов нижнего карбона также имеют единую поверхность ВНК. Последнее обусловлено тем, что, как показало детальное изучение каротажных диаграмм, аргиллитовые разделы, залегающие между пластами Б1, Б2 и Б3, выклиниваются, и песчаники смежных пластов сливаются в один более мощный пласт.

Единая поверхность ВНК характерна для нефтяных и газоконденсатных месторождений южной части Предуральского прогиба (Введеновское, Тереклинское, Грачевское, Старо-Казанковское и др.), которые связаны с выступами рифовых массивов артинского яруса с этажом нефтеносности до 400-450 м и разрабатываются одной сеткой скважин (рис. 3), а также для некоторых залежей Апшеронского архипелага, приуроченных к полого падающим пластам мощной подкирмакинской свиты. На морском месторождении Гюргяны глинистые разделы по данным каротажных диаграмм скважин позволяют расчленить подкирмакинскую свиту мощностью 150 м на четыре пачки: ПК1 - 50 м, ПК2 - 40 м, ПК3 - 40 м и ПК4 - 20 м. Однако в процессе разработки наблюдается закономерное перемещение ВНК в вертикальном направлении независимо от количества нефти, отобранной из различных частей разреза. Следовательно, на месторождении Гюргяны глинистые пласты, зафиксированные в скважинах ПК свиты, не постоянны и не разделяют свиту на отдельные, изолированные друг от друга горизонты.

Приведенные выше залежи, характеризующиеся единой поверхностью ВНК, связаны с выклиниванием глинисто-аргиллитовых разделов. Однако единые поверхности водо-нефтяного и газо-водяного контактов могут быть обусловлены трещиноватостью пород, охватывающей целые стратиграфические комплексы.

В этом отношении большой интерес представляет крупнейшее Шебелинское газовое месторождение. Оно многопластовое и содержит 17 газоносных слоев, приуроченных к нижнеангидритовому горизонту, свите медистых песчаников и араукаритовой свите верхнего карбона. На поднятии, преимущественно в его сводовой части, сильно развита сеть дизъюнктивных нарушений. Несмотря на большое число отдельных тектонических блоков, 12 нижних газоносных горизонтов имеют единую поверхность газо-водяного контакта (абсолютная отметка -2252 м (рис. 4), что дало основание предполагать существование связи между основными газоносными горизонтами благодаря трещиноватости пород. Это должно быть учтено при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки Шебелинского уникального месторождения.

Единую поверхность ВНК можно использовать как поисковый признак. В тех случаях, когда в сводовых частях поднятий выше отметок ВНК залегают карбонатные и трещиноватые породы, последние в пределах тех же отметок могут оказаться нефтеносными. Подобное явление наблюдается в залежах турнейского яруса и угленосного горизонта карбона.

Таким образом, единые для нескольких пластов и горизонтов поверхности водо-нефтяного или газо-водяного контактов свидетельствуют о наличии в залежи зон выклинивания, глинисто-аргиллитового раздела или о существовании системы микро- и макротрещин, обусловливающих гидродинамическую связь всех пластов, залегающих над этой поверхностью. Установление в терригенных отложениях единой поверхности ВНК, связанной с существованием зон выклинивания непроницаемого раздела между смежными нефтеносными пластами, является основанием для выделения всех продуктивных пластов, залегающих над этой поверхностью, в один эксплуатационный объект. Если даже в некоторых случаях будет признана необходимость раздельного их разбуривания, то вопросы, связанные с анализом разработки и определением величины нефтеотдачи, должны рассматриваться совместно. В трещиноватых коллекторах единая поверхность водо- или газо-нефтяного контактов не исключает необходимости тщательного изучения всех современных условий залегания нефти и возможных изменений со времени формирования залежей и единой поверхности ВНК. Последующие геологические процессы могли привести к изоляции трещин - путей прошлой гидродинамической связи смежных пластов.

Изучение характера поверхности ВНК позволит правильно решить вопрос о выделении эксплуатационного объекта и гидродинамической связи пластов по данным ограниченного числа разведочных скважин задолго до начала разработки залежи.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Аширов К.Б. Об условиях залегания нефти в карбонатных породах Среднего Поволжья, Геология нефти и газа, 1960, № 10.

2.     Быков Н.Е., Постников В.Г. Некоторые условия выделения эксплуатационных объектов месторождений нефти с тонкослоистыми коллекторами. Тр. ВНИИ, вып. XXIII, 1960.

3.     Воробьев Б.С. Доклад о Шебелинском месторождении на совещании по методике разведки полезных ископаемых, Москва, 1960.

4.     Жданов М.А., Карцев А.А. Нефтепромысловая геология и гидрогеология Гостоптехиздат, 1959.

5.     Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. Гостоптехиздат, 1948.

6.     Мелик-Пашаев В.С. Геология морских нефтяных месторождений Апшеронского архипелага. Гостоптехиздат, 1959.

7.     Ованесов Г.П., 3олоев Т.М. Анализ состояния разработки девонских пластов Д1 и ДII Туймазинского месторождения. Геология нефти, 1957, № 5.

8.     Перьмяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959.

ВНИИНефтъ.

 

Рис. 1. Карта мощности глинистого раздела между пластами ДI и ДII Туймазинского месторождения (сост. Е.И. Семин).

1 - изолинии мощности раздела между горизонтами ДI и ДII; 2 - зоны отсутствия глинистого раздела.

 

Рис. 2. Геологический разрез нефтеносных отложений девона Туймазинского месторождения (сост. Л.Б. Манаева).

Песчаник: 1-нефтеносный; 2- водоносный; 3 - глины, аргиллиты; 4 - известняки.

 

Рис. 3. Геолого-геофизический профиль через рифовые массивы южной части Предуральского прогиба (сост. Г. П, Ованесов).

Рифовые массивы: I - Введеновский; II - Южно-Введеновский; III - Тереклинский; IV - Грачевский (Липовский); V - Старо-Казанковский. 1 - гипс; 2 - ангидрит; 3 - каменная соль; 4 - глина; 5 - песчаник. Известняк: 6 - нефтеносный; 7 - водоносный; 8 - поверхность опорного электрического горизонта; 9 - водо-нефтяной контакт.

 

Рис. 4. Схематический геологический разрез Шебелинского месторождения.

Горизонты: 1 - верхний ангидритовый; 2 - верхний солевой; 3 - средний ангидритовый; 4 - нижний солевой; 5 - нижний ангидритовый; 6 - свита медистых песчаников; I - газ; II - вода.