К оглавлению
О ВОДОНЕФТЯНОМ КОНТАКТЕ В
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ
БОЛЬШЕКИНЕЛЬСКОГО ВАЛА
А.С. ПАНТЕЛЕЕВ, Н.А. МЕЛЬНИКОВА, Н.М.
ГИЛЕВА
Определение
водо-нефтяного контакта залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам,
является трудной, но важной задачей. Достаточно отметить, что для залежей
массивного типа ошибка в определении ВНК на 2-3 м приводит к ошибкам при
подсчете извлекаемых запасов нефти до 20-30%. Неверное определение положения
ВНК отрицательно сказывается и на результатах освоения скважин, так как имеются
случаи появления воды с самого начала эксплуатации скважин или низкой их
продуктивности из-за вскрытия перфорацией незначительной части эффективной мощности
залежи.
В
Оренбургской области разрабатываются месторождения нефти с карбонатными
коллекторами: Журавлевско-Степановское, Красноярское,
Султангулово-Заглядинское, Тарханское, Байтуганское. Некоторые из них
эксплуатируются уже более 15 лет. К настоящему времени накоплен большой геолого-промысловый
материал, на основании обобщения этих данных можно сделать практические выводы
об особенностях положения ВНК в карбонатных коллекторах.
Основные
геологические особенности залежей нефти центральной части Большекинельского
вала, добыча по которым составляет значительную часть общей добычи нефти
Оренбургской области, сводятся к следующему.
В
тектоническом отношении Красноярское, Султангулово-Заглядинское и Тарханское
поднятия приурочены к Большекинельскому валу. Юго-западные крылья структур
крутые, углы падения по кровле турнейского яруса достигают 6°. Северо-
восточные крылья структур обычно пологие, с падением не выше нескольких минут.
Каждое из локальных поднятий представляет собой ряд куполов различных размеров
и простирания, разделенных неглубокими прогибами, что обусловливает сложную
конфигурацию залежей (рис. 1).
Залежи
нефти приурочены к турнейскому ярусу, который сложен известняками,
доломитизированными известняками и доломитами.
Известняки
массивные органогенно-обломочные и кристаллически-зернистые, плотные и
пористые, кавернозные, крепкие, с включениями кальцита, выполняющего пустоты и
поры в породе; доломиты кристаллически-зернистые, с включениями ангидрита.
Под
микроскопом известняк пелитоморфный или сложен окатанными обломками водорослей,
фораминифер и других, сцементированными вторичным кальцитом; в доломитах часто
отмечается иловатый карбонат, что указывает на его вторичное образование.
Карбонатные
породы представляют собой сложное чередование плотных и пористых разностей.
Плотные пропластки не имеют площадного распространения и могут рассматриваться
как линзы различных размеров и простирания. Это и наличие подошвенной воды
позволяют определить массивный тип залежей. Пористых пород в разрезе содержится
примерно 60-80%.
Коллекторские
свойства пород изучались по керну, а также по электрометрическим и промысловым
данным. По лабораторным исследованиям карбонаты характеризуются резко различной
пористостью и проницаемостью. Коллекторы турнейской залежи Красноярского
месторождения имеют пористость 7-15%, проницаемость - от сотых долей до 282 мд.
Средние величины соответственно составляют 10,3% и 35
мд. Породы-коллекторы турнейской залежи Султангулово-Заглядинского
месторождения характеризуются пористостью 5-23%, средняя пористость по площади
7-8%. Проницаемость изменяется от 0 до 389 мд, составляя в среднем по
лабораторным данным 26 мд. Пористость коллекторов Тарханской залежи изменяется
от 4 до 16%, проницаемость от 65 до 420 мд. Средние значения пористости и
проницаемости равны соответственно 9-10% и 300 мд.
Геофизические
данные о пористости по многим скважинам увязываются с керновыми материалами,
что позволяет выявить закономерности ее распределения по структуре. Общая
закономерность распределения пористости по площади для всех залежей не
выявлена, для каждого месторождения - свои особенности.
Промысловые
данные о проницаемости резко отличны от лабораторных. Так, на Красноярской
площади проницаемость по керну составляет 35 мд, по промысловым данным 112 мд;
по Султангулово-Заглядино соответственно 26 и 67 мд, а по Тарханам - 50 и 300
мд.
Резкая
неоднородность карбонатных коллекторов, особенно на Красноярском и
Султангулово-3аглядинском месторождениях, обусловливает различные дебиты по
скважинам, которые изменяются от 3 до 50 т/сут. Этот факт, а
также общая закономерность для всех залежей в соотношении величин проницаемости
по промысловым и лабораторным данным свидетельствуют, очевидно, о том, что на
месторождениях имеется трещиноватость карбонатных пород. По керну открытые и
закрытые трещины отмечались в целом ряде скважин.
Резкая
неоднородность карбонатных коллекторов осложняет установление положения
водонефтяного контакта.
Основными
исходными данными при определении ВНК являются результаты опробования и данные
геофизического метода наведенной активности хлора. Электро- и радиометрические
работы обычно не позволяют разделить водонасыщенные и нефтенасыщенные породы.
Данные
опробования показывают сложную поверхность ВНК. Так, например, на Красноярском
месторождении получена вода с абсолютных отметок -1528 - -1534 м (скв.
32, 82, 92 и 200) при принятом положении ВНК -1537 м; а
безводная нефть - при абсолютных отметках нижней дыры фильтра -1534 -1543 м
(скв. 100, 68 и 117). На Султангулово-3аглядинском месторождении при принятом
положении ВНК -1541 м вода была получена по отдельным скважинам с отметок -1531
-1530 м (скв. 72, 97 и 107), а чистая нефть - с отметок 1541 -1538 м (скв. 135,
68 и 249).
Для
практических расчетов обычно принималось среднее положение ВНК между самой
высокой отметкой, с которой получена вода, и самой низкой отметкой, с которой
получена чистая нефть.
Однако
при тщательном анализе разрезов скважин, где нефть получена с низких отметок,
было установлено, что в нижней части продуктивного разреза имеются линзы
плотного известняка, которые изолируют залежь от подстилающей воды. Конкретным
примером могут служить скв. 68 и 100 Красноярского месторождения. По ним
производилась дополнительная перфорация нижнего интервала разреза для
прослеживания ВНК. По скв. 68 перфорация была произведена до абсолютной отметки
-1543 м, т.е. на 6 м ниже принятого среднего
положения ВНК. Однако пластовую воду в скважине не получили. Не был увеличен и
дебит скважины. По данным радиокаротажа этот интервал представлен плотными
породами.
Еще
одним интересным примером в этом отношении является скв. 6 Тарханского
месторождения. Турнейская залежь вскрыта скважиной на абсолютной отметке -1596,4 м, т.е. на 1,4 м
ниже принятого положения ВНК. Однако после перфорации в интервале 1597-1599,5 м
скважина начала переливать безводной нефтью с дебитом 35 т/сут. На основании
результатов опробования можно было предположить, что ВНК на данном участке
ниже, чем на всей остальной площади. Однако фотокалориметрическое исследование
показало, что нефть относится к вышележащему бобриковскому горизонту. В
результате тщательного анализа геолого-геофизического материала установлено,
что вскрытый скважиной интервал разреза турнейской залежи представлен
плотным известняком, препятствующим поступлению пластовой воды в скважину, в
результате чего воду при испытании не получили, а приток нефти происходил из
бобриковского горизонта, который из-за некачественного цемента имел связь с
перфорированной частью турнейской залежи.
Таким
образом, следует критически подходить к результатам опробования скважин при
обосновании ВНК. Необходимо тщательно изучать вскрытые скважинами разрезы и
исключать при обосновании ВНК такие, где нефтенасыщенная часть изолирована от
основной водонапорной системы линзами плотных пород. При перфорации этих линз в
скважинах можно получить ложное представление о ВНК.
Наиболее
достоверные представления о водо-нефтяном контакте в карбонатном коллекторе
могут дать результаты опробования скважин, вскрывших пористую часть разреза
залежи в интервале предполагаемого контакта вода - нефть. Представление о
положении ВНК в этих скважинах наиболее объективно, поскольку залежь здесь
непосредственно активно связана с водонапорной системой. Такие скважины
являются наиболее удачными для наблюдения за
продвижением ВНК в процессе разработки залежи.
Интересно
также остановиться на вопросе степени вскрытия перфорацией эффективной мощности
залежи. Это важно, поскольку от степени вскрытия зависит продуктивность
скважин. Обычно при недостаточном знании положения ВНК перфорируется лишь
верхняя часть разреза залежи с целью продления безводного периода работы
скважин. На месторождениях центральной части Большекинельского вала в скважинах
вскрыто перфорацией всего 40% эффективной мощности залежи. Это, безусловно,
отрицательно сказывается на продуктивности скважин, а в дальнейшем будет
являться причиной низкой выработанности запасов залежи. В то же время в
большинстве скважин, где вскрывалось до 80% эффективной мощности залежи, вода
появлялась в первые месяцы эксплуатации и быстро росла обводненность. Такие
скважины приходилось останавливать из-за недостаточной мощности
деэмульсационных установок. Таким образом, складываются трудные условия
разработки нефтяных залежей. Некоторого улучшения можно добиться, если
произвести дополнительную перфорацию в отдельных скважинах до изолирующего
плотного прослоя.
Ряд
скважин Красноярского месторождения, несмотря на то, что залежь была вскрыта на
низких отметках, работают продолжительное время без воды (рис. 2). После
анализа геолого-промыслового материала было
установлено наличие плотных линз, изолирующих подошвенную воду.
На
приведенной карте (рис. 3) показаны зоны распространения линз
плотных известняков. В отличие от существовавшей концепции о полной
запечатанности залежи была установлена лишь локальная запечатанность ее на
отдельных участках. На этих участках целесообразно производить перфорацию до
изолирующего прослоя. В связи с этим на Красноярском месторождении для
повышения продуктивности скважин можно будет произвести дополнительную
перфорацию более чем в 30 скважинах и на Султангулово-Заглядинском
месторождении в 10 скважинах, что позволит увеличить дебиты скважин на 10-15%
без особого риска преждевременного их обводнения.
Выводы
1.
ВНК в карбонатных коллекторах имеет сложную
поверхность, причем степень ее сложности зависит от физической неоднородности
коллекторов.
2.
При обосновании ВНК по данным опробования скважин нужно
выявлять и исключать скважины, в которых плотные линзы изолируют подошвенную
воду.
3.
При обосновании ВНК необходимо пользоваться
результатами опробования скважин, вскрывших залежь на участках с активной
подстилающей водой, и результатами наведенной активности хлора.
4.
Необходимо при выборе интервала перфорации учитывать
наличие плотных запечатывающих линз и при благоприятных условиях перфорацию
производить до запечатывающего прослоя. Это позволит повысить продуктивность
скважин и улучшить условия разработки залежей.
Оренб.
комплексная лаборатория ВНИГНИ
