Особенности разработки нижнекаменноугольных залежей нефти центральной части Большекинельского вала
А. И. КУЛАНОВ, М.Ф. СВИЩЕВ, А. С. ПАНТЕЛЕЕВ
Основными объектами добычи нефти в Оренбургской области в настоящее время являются нефтяные залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона, а также пашинского горизонта верхнего девона Красноярского, Заглядинского, Султангуловского и Тарханского месторождений, расположенных в центральной части Большекинельского вала. Роль промышленной нефтеносности бобриковского горизонта и турнейского яруса в последние годы значительно возросла. Из приуроченных к ним залежей добывается более 60% от общей добычи нефти. Преимущественно за счет этих залежей будет расти добыча нефти в ближайшее время. Как показывает анализ накопленных геологических и геолого-промысловых данных, нефтяные залежи нижнего карбона перечисленных месторождений характеризуются своеобразными геологическими и гидродинамическими условиями, которые определяют некоторые особенности их разработки, отличающиеся от ранее принятых технологических схем.
В тектоническом отношении месторождения центральной части Большекинельского вала приурочены к группе локальных асимметричных поднятий, объединенных общим крутым западно-юго-западным крылом, придающим всей зоне поднятий четкое восточно-юго-восточное простирание. Структурные формы по кровле бобриковского горизонта и турнейского яруса аналогичные. Каждое из локальных поднятий представляет собой довольно сложную систему сравнительно мелких куполов, разделенных неглубокими прогибами, что обусловливает сложное строение нефтяных залежей. Турнейский продуктивный горизонт представлен чередованием плотных и пористых известняков, в различной степени доломитизированных и сульфатизированных, с развитием трещиноватости, которая наблюдается и в образцах керна. Бобриковский горизонт сложен преимущественно аргиллитами с подчиненным значением песчаников и алевролитов. Аргиллиты повсеместно прослеживаются в нижней части горизонта и контактируют с известняками турнейского яруса. Несмотря на небольшую мощность (от 3-5 до 8-9 м), аргиллиты создают определенный раздел между бобриковским и турнейским продуктивными пластами. Выше залегают песчаники. Они имеют рукавообразный характер распространения и прослеживаются в виде сравнительно узких полос, пересекающих зону Большекинельского вала (рис. 1) и приуроченных в основном к периклинальным участкам локальных поднятий. По данным бурения на Кислинской площади, расположенной к северу от Большекинельского вала, эти полосы продолжаются и в северном направлении; они являются, вероятно, древними потоками выноса обломочного материала. На крутом крыле вала рукава расширяются, образуя как бы конуса выноса терригенного материала или микродельты при впадении потоков в Камско-Кинельскую впадину, бортовая часть которой проходит южнее крутого крыла.
Положение пластов песчаников в разрезе горизонта на различных участках неодинаково. Наиболее часто они залегают в верхней части, непосредственно под известняками тульского горизонта, сравнительно реже - в средней части, перекрываясь аргиллитами. Местами наблюдаются два пласта с указанным выше положением по разрезу (рис. 2). Максимальная мощность песчаников не превышает 10-15 м. Непостоянство физико-коллекторских свойств турнейского продуктивного горизонта определяется его литологической неоднородностью. Эффективная пористость известняков 2-15%, а проницаемость 5-250 миллидарси. Ближе к подошве и к периферии залежей наблюдается тенденция к снижению пористости и проницаемости. Это связано с большей доломитизацией и сульфатизацией известняков, а также, по мнению некоторых геологов, с образованием вторичного кальцита в зоне контакта вода - нефть. Как установлено сотрудниками института Гипровостокнефть, последнее может являться результатом деятельности бактерий. Однако плотные разности пород не имеют сплошного развития по площади залежей и не изолируют полностью их от подстилающих пластовых вод. Из-за низкой проницаемости турнейского продуктивного пласта дебиты (от 10 до 30 т) и суммарные отборы нефти по скважинам при обычных условиях эксплуатации невысокие.
Проницаемость, определенная по промысловым данным, значительно выше, чем определенная по массовым лабораторным анализам образцов пород. Это подтверждает большое значение трещиноватости при фильтрации нефти к забоям скважин. Распределение участков повышенной проницаемости по залежи показывает, что трещиноватость преимущественно приурочена к сводам поднятий и к зоне перехода их в крутые крылья. Трещиноватость, видимо, наблюдается только в продуктивном пласте и имеет диагенетическое происхождение за счет перекристаллизации пород. Бобриковский продуктивный горизонт имеет пористость 17-25% и проницаемость 0,3 -2 дарси. Скважины работают с высокими дебитами. Так, скв. 273 (Заглядино) в начальный период эксплуатации имела дебит более 200 т/сутки. Средний дебит скважин составляет 50-60 т/ сутки.
Литологические особенности продуктивных горизонтов турнейского яруса и бобриковского горизонта определяют характер распределения нефти в приуроченных к ним залежах и их гидродинамику.
Проведенными в 1959-1960 гг. специальными работами по определению положения ВНК методом наведенной активности на хлор и поинтервальным испытанием турнейского продуктивного горизонта в скв. 100, 68, 78 и других установлено, что на Красноярском месторождении ВНК имеет отметки минус 1532-1541 м. Аналогичное колебание ВНК установлено на Султангуловском месторождении. Полученные данные позволяют сделать вывод о том, что в залежах с карбонатными коллекторами положение ВНК весьма изменчиво и определяется физико-коллекторскими свойствами пород пласта. Среднее положение ВНК турнейских залежей определено в Красноярке на отметке -1537 м, в Султангулове -1541 м, в Тарханах -1590 м, -1607 м. Следовательно, ВНК по турнейским залежам погружается от северо-западных месторождений к юго-восточным, что соответствует общему современному структурному плану отложений нижнего карбона. Положение ВИК в залежах бобриковского горизонта определено небольшим количеством скважин. Имеющиеся данные показывают, что гипсометрические положения ВНК в залежах бобриковского горизонта и турнейского яруса одного месторождения близки между собой.
Относительно низкие физико-коллекторские свойства турнейского продуктивного горизонта, ухудшающиеся к подошве и периферии, обуславливают низкую пьезопроводность и изолированность залежей от основной гидрогеологической системы пласта. Однако существовавшее ранее и положенное в основу проекта разработки мнение о полной запечатанности залежей не подтверждается.
Реагирование законтурных пьезометрических скважин на отбор, снижение пластового давления в водоносной части в пределах самой залежи, установленное на Красноярском месторождении, значительное превышение фактического отбора нефти относительно возможного отбора за счет упругих сил пласта, обводнение краевых скважин - все это указывает на связь нефтяных залежей с водонапорной системой пласта. Однако эта связь пассивная и совершенно не компенсирует расход пластовой энергии в разрабатываемых залежах, в результате чего быстро падает пластовое давление и снижаются дебиты скважин. С начала разработки (1956 г.) по 1960 г. давление в залежи на наиболее выработанном Красноярском месторождении снизилось с 175 до 110,6 ат. Среднесуточный дебит на одну скважину составлял: в 1956 г. - 36,9 т, в 1957 г. - 25,7 т, в 1958 г. - 18 т, в 1959 г. - 15 т. Пьезопроводность продуктивного пласта бобриковского горизонта значительно выше, а расширение зон песчаников к югу обеспечивает хорошую связь нефтяных залежей с водонапорной системой.
Отмеченные геолого-гидродинамические условия нефтяных залежей турнейского яруса определяют необходимость поддержания пластового давления путем внутриконтурного заводнения с расположением нагнетательных скважин внутри залежи, вблизи контура нефтеносности, что предусмотрено проектом и осуществляется на Красноярском месторождении с первого квартала 1960 г. Ограниченный характер связи залежи с законтурной системой обеспечивает высокую эффективность заводнения. За сравнительно короткий срок заводнения (закачано только 23,6% к общему отбору) пластовое давление в залежи стабилизировалось. Снижение дебитов скважин прекратилось, и многие скважины существенно увеличили свой дебит. В первый год заводнения из залежи получено несколько десятков тыс. т нефти дополнительно. При этом объем закачанной воды составил 506 тыс. м3. Среднесуточная приемистость одной нагнетательной скважины не превышала 150 м3.
В связи с низкой пьезопроводностью пласта наиболее активно закачиваемая вода влияет только на крайний ряд скважин. Чтобы увеличить отбор нефти по всему фонду эксплуатационных скважин, нужно увеличить депрессии на центральных участках залежей, переводя скважины на форсированный режим эксплуатации при давлении на забое ниже давления насыщения. Опытная эксплуатация скв. 107, 108, 117, 101 и 85 (Красноярка) и скв. 90, 135 и 128 (Заглядино) показала, что уменьшение забойного давления на 15-20% против давления насыщения не вызывает существенного разгазирования нефти в пласте. При этом дебиты скважин возрастали в 2-3 раза и устойчиво держались в течение опытной эксплуатации (12-18 мес.). Высокой эффективности скважин на режиме Рз<Рн способствуют также физико-химические свойства нефтей, характеризующиеся в пластовых условиях удельным весом 0,835, вязкостью 5 сп, газовым фактором 37 м3/т, давлением насыщения 53 ат. Создание очагов усиленного отбора нефти обеспечивает благоприятные условия дренирования участков с низкой проницаемостью. Кроме того, образование обширной глубокой депрессии в центральной части залежи одновременно с внутриконтурным заводнением и поддержанием на линии нагнетания высокого давления обеспечит более равномерное распределение депрессии на всю залежь, эффективное вытеснение нефти из пласта и в конечном итоге более высокий коэффициент нефтеотдачи. Для осуществления такой технологии разработки требуется более мощное оборудование для эксплуатационных скважин (станки СНК-6) и дополнительно 250-300 м насосно-компрессорных труб на каждую скважину. Расчеты показывают, что только по Красноярскому месторождению при внедрении форсированных отборов можно получить экономию около 200 тыс. рублей в год.
Большой практический интерес представляет разработка залежей бобриковского горизонта. Бурить специальную сетку скважин для этой цели нецелесообразно. Возврат пробуренных на турнейскую залежь скважин после их обводнения также затягивает сроки разработки.
Залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса, расположенные по разрезу близко друг от друга, возможно, гидродинамически связаны между собой и имеют аналогичную физико-химическую характеристику нефтей, поэтому было решено осуществить на центральном участке Красноярского месторождения опытную эксплуатацию совместно двух горизонтов одной скважиной.
Выклинивание пласта песчаников и изолированность его от основной водонапорной системы на западе глинами, а на востоке плотными алевролитами создали геолого-гидродинамические условия разработки, аналогичные условиям продуктивного пласта турнейского яруса и определяющиеся в основном действием упругих сил пласта. Поэтому совместная эксплуатация двух пластов была успешной и способствовала значительному росту текущей добычи. Однако установлено, что в этом случае максимальная добыча нефти не достигается. В этом отношении показательна скв. 69 Красноярки. До приобщения продуктивного песчаного пласта бобриковского горизонта дебит скважины из турнейской залежи при эксплуатации глубинным насосом составлял 44 т/сутки. При раздельном опробовании пласта при тех же параметрах работы станка-качалки и глубинного насоса был получен приток нефти с дебитом 66 т/сутки. Через 4 месяца эксплуатации дебит скважины стабилизировался и составил 55 т/сутки. При совместной эксплуатации двух горизонтов после срыва разобщающего пакера дебит скважины установился на уровне 62 т/сутки, что на 37 т меньше суммарного дебита, который можно было бы получить при раздельной эксплуатации. Это вызвано техническими причинами. При оптимальных параметрах работы станка-качалки СКН-5 (длина хода 2100 мм и число качаний 12 в минуту) 56-миллиметровый насос типа НГК-2 дает максимальную производительность (63 т/сутки), хотя положение динамического уровня могло обеспечить больший отбор. В дальнейшем совместная эксплуатация была применена на других участках и месторождениях, где геолого-гидродинамические условия оказались иными.
Были выявлены серьезные недостатки, препятствующие широкому распространению этого опыта.
Совместная эксплуатация двух горизонтов не обеспечивает должного контроля и затрудняет регулирование процесса разработки. Существенным недостатком совместной эксплуатации продуктивных пластов бобриковского горизонта и турнейского яруса является быстрое обводнение первого и невозможность эксплуатации обводненной скважины из-за неподготовленности деэмульсационных установок.
В связи с рукавообразным распространением песчаников бобриковского горизонта и их более высокими коллекторскими свойствами, определяющими водонапорный режим залежей, контурные воды быстро продвигаются и скважины обводняются. Этому также способствуют малая мощность продуктивного пласта и его пологое залегание. Так, на юго- восточном участке Красноярского месторождения скв. 58 с отметкой кровли продуктивного пласта -1506 м и подошвы -1518 м обводнилась контурными водами через 3 месяца после начала эксплуатации. Аналогичные явления наблюдались по другим скважинам, имеющим высокие отметки.
Следует отметить интенсивный подъем ВНК в бобриковском продуктивном горизонте. В скв. 64 юго-восточного участка Красноярского месторождения, освоенной на 13 месяцев позднее скв. 58, при положении пласта в пределах отметок -1512, -1519 м (первоначальный ВНК -1535 -1537 м) пластовая вода получена при освоении. Пласт оказался полностью водоносным, что наряду с высокой отдачей пласта обусловлено и тем, что нефть из бобриковского горизонта отбиралась, видимо, значительно раньше, чем скважины вступали в эксплуатацию на этот горизонт. Об этом свидетельствует снижение пластового давления в залежи до начала ее разработки. Пластовое давление, замеренное в первых скважинах, в которых был опробован бобриковский горизонт, на 13-15 ат ниже первоначального давления. Это, очевидно, связано с перетоком флюидов из бобриковской залежи в турнейскую. Геолого-промысловые данные показывают, что залежи могли сообщаться только путем затрубной циркуляции в ранее пробуренных скважинах, так как всюду между рассматриваемыми горизонтами, при высокой плотности сетки скважин (500X500 м), прослеживается глинистый раздел мощностью от 3 до 10 м. Расчеты показывают, что фильтрация жидкости через глинистый раздел возможна при больших перепадах давления. Однако такие процессы могут иметь значение только при формировании нефтяных залежей, т.е. при длительном времени их развития. Снижение пластового давления вызвано, вероятно, оттоком нефти из залежи по затрубному пространству через фильтр турнейского горизонта. Сообщение между горизонтами по затрубному пространству установлено в ряде скважин. Например, в скв. 206 Красноярского месторождения оба горизонта нефтеносны. При опробовании турнейского горизонта получено нефти 55 т/сутки, т.е. значительно больше, чем в соседних скважинах, где в разрезе бобриковского горизонта песчаники отсутствуют; это указывает на совместную работу двух горизонтов. Действительно, после приобщения пласта бобриковского горизонта дебит скважины не изменился. Аналогичное явление установлено в скв. 155 и 110 Султангулово и др.
Связь между горизонтами по затрубному пространству подтверждается также результатами определения оптической плотности нефти, которая для залежей Красноярского месторождения равна (в условных единицах): для девонской 1000-1100, для турнейской 400 - 450, для бобриковской 250-300. Низкие значения оптической плотности нефти из скв. 37 и 41, которые расположены на участке, где при освоении скв. 64 получена вода, и в которых перфорирован только турнейский ярус, указывают на смешанный характер нефти в связи с затрубной циркуляцией (см. таблицу).
Не исключается также возможность гидродинамической связи между залежами по отдельным трещинам. Однако для того, чтобы дать качественную или количественную оценку такой связи, нужно продолжать исследования.
Таким образом, сравнительно высокая активность и быстрый темп продвижения контурных вод в залежах бобриковского горизонта, а также слабая активность пластовых вод и быстрое снижение давления в турнейских залежах обуславливают разные режимы эксплуатации этих залежей. В таких условиях совместная эксплуатация двух горизонтов не обеспечивает их равномерную разработку и затрудняет разработку турнейских залежей, из-за преждевременного обводнения бобриковской залежи. На участках, где пласт изолирован от основной водонапорной системы и, следовательно, где геолого-гидродинамические условия бобриковских залежей аналогичны условиям турнейских залежей совместная эксплуатация эффективна. Для улучшения разработки нефтяных залежей в нижнекаменноугольных отложениях и для достижения наибольшей эффективности капиталовложений очень важно уже на первом этапе осуществить внутриконтурное заводнение в комплексе с эксплуатацией скважин (при забойном давлении ниже давления насыщения) и широким внедрением кислотных обработок и гидроразрывов пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Одновременно необходимо тщательно изучить геолого-гидродинамические условия залежи бобриковского горизонта и установить оптимальное количество скважин, необходимых для наиболее полного извлечения запасов нефти.
Осуществление форсированной разработки турнейских залежей позволит без ущерба для добычи несколько разредить сетку эксплуатационных скважин на этот объект и часть их использовать для отдельной разработки нефтеносных участков бобриковского горизонта одновременно с разработкой турнейских залежей. Расчеты показывают, что все это повысит общий темп нефтедобычи по месторождениям и значительно улучшит контроль за разработкой.
В процессе заключительных работ на эксплуатационных скважинах необходимо тщательно разобщать продуктивные горизонты путем улучшения качества тампонажа и применения расширяющегося цемента, контролируя затрубную циркуляцию при помощи исследований мечеными атомами. Возможна еще одновременно-раздельная (с разобщением пакером) эксплуатация двух горизонтов одной скважиной дифференциальными насосами. Однако удачной конструкции таких насосов пока нет и работы в этом направлении необходимо продолжить.
Оренбургский совнархоз, НПУ Бугурусланнефть
|
№ скв. |
Объект разработки (перфорации) |
Оптич. плотность |
|
94 |
Турнейский ярус |
441 |
|
61 |
То же |
468 |
|
74 |
» |
410 |
|
62 |
» |
394 |
|
110 |
» |
421 |
|
86 |
» |
412 |
|
83 |
» |
429 |
|
91 |
» |
400 |
|
24 |
Бобриковский горизонт |
278 |
|
146 |
Турнейский ярус + бобриковский горизонт |
336 |
|
206 |
То же |
330 |
|
204 |
» |
382 |
|
37 |
Турнейский ярус |
327 |
|
41 |
То же |
314 |
Рис. 1. Литологическая карта бобриковского горизонта месторождений центральной части Большекинельского вала.
Месторождения: А - Красноярское; Б - Заглядинское; В - Султангуловское; Г - Тарханское. Зоны развития: 1 - глин; 2 - глин с маломощными прослоями песчаников; з-песчаников; 4-изогипсы кровли бобриковского горизонта; 5 - контур нефтеносности; в - пробуренные скважины.
Рис. 2. Схема сопоставления разрезов продуктивных горизонтов нижнего карбона месторождений центральной части Большекинельского вала.
Месторождения: I - Красноярское, II - Султангуловское, III - Тарханское.
1 - нефтяные известняки; 2 - нефтяные песчаники; 3 - аргиллиты; а - тульский горизонт; б - бобриковский горизонт; в - турнейский ярус.