К оглавлению

УДК 553.982:535.55(470.43)

Особенности строения залежей нефти в карбонатных коллекторах Куйбышевского Поволжья

Г. Б. ВЫЖИГИН, А. И. КАЛУГИНА, Л. В. ВАСИЛЕВСКАЯ (Куйбышевнефть)

Значительная часть нефтяных залежей в карбонатных коллекторах на территории Куйбышевского Поволжья большинством исследователей относится к типу массивных. По данным анализа керна и промыслово-геофизических исследований, в нефтенасыщенной толще карбонатных пород выделяются проницаемые прослои, чередующиеся с практически непроницаемыми, небольшими по толщине (0,5-5 м) пропластками, отличающимися по проницаемости на один-три порядка.

При подсчете запасов нефти объем непроницаемых пропластков из общего нефтенасыщенного объема залежей, как правило, исключается. Однако существует мнение, что указанные пропластки вследствие небольшой толщины служить надежными экранами между проницаемыми прослоями не могут. Поэтому ВНК на подобных залежах, определенный по промыслово-геофизическим данным и результатам опробования разведочных скважин, представляется в виде горизонтальной плоскости, секущей всю толщу карбонатных пород, независимо от их коллекторских свойств. Наличие практически непроницаемых пропластков в подошве залежей объясняется образованием запечатывающего слоя в период их формирования [1].

Однако практика показывает, что в большинстве эксплуатационных скважин в процессе разработки наблюдается приток пластовых вод благодаря подъему ВНК. Кроме того, во многих из них отмечается наличие водонасыщенных карбонатных пород на отметках значительно выше плоскости ВНК, что не находит объяснения с точки зрения массивных залежей.

Многочисленные потокометрические исследования в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, в том числе и в скважинах с открытым стволом, показывают, что в карбонатных коллекторах действует не более 40-50 % вскрытой перфорацией толщины пластов, т.е. той части, которая приурочена к проницаемым прослоям. Попытки получить притоки нефти из непроницаемых пропластков предпринимались на Кулешовском, Покровском и других месторождениях и успеха, как правило, не имели. Притоки либо отсутствовали, либо были незначительными, явно непромышленными. Пытались также нагнетать воду в непроницаемые пропластки, однако и в этом случае не добивались успеха. Вытеснить нефть водой из образцов пород с низкой проницаемостью в лабораторных условиях также не удалось, несмотря на создание высоких перепадов давления (до 25 МПа).

Исследования [3] показывают, что низкопроницаемые карбонатные породы при содержании нерастворимого остатка не менее 30-35 % могут быть надежным экраном. Лабораторные исследования карбонатных пород пласта А4 башкирского яруса Куйбышевского Поволжья подтвердили, что основная причина различия в величинах их проницаемости - литологическая особенность пород (см. таблицу).

Как следует из приведенных данных, большинство низкопроницаемых пород имеет повышенное содержание нерастворимого осадка, полуторных окислов и более высокое доломита. Очевидно, эти особенности их литологического состава в совокупности с высокой степенью битуминизации и являются основной причиной практической их непроницаемости.

Аналогичные особенности карбонатов характерны и для нефтяных месторождений Пермской области [2].

Таким образом, лабораторные и промысловые исследования позволяют сделать вывод, что указанные пропластки небольшой толщины могут служить достаточно надежными экранами. Подтверждается это результатами анализа геолого-промыслового материала по Софинско-Дзержинскому, Карагайскому и Красноярскому месторождениям Куйбышевского Поволжья,

Залежь нефти в пласте А4 башкирского яруса на Софинско-Дзержинском месторождении большинством исследователей относится к типу массивных при первоначальном наклонном положении ВНК на отметках -1418 и -1425 м. По данным геофизических исследований и анализа керна, было установлено, что продуктивный пласт расчленяется на проницаемые прослои и практически непроницаемые пропластки, представляющие, по мнению исследователей, единый гидродинамический резервуар.

Корреляция проницаемых прослоев и разделяющих их пропластков по площади залежи, а также анализ промысловых данных позволили выделить в разрезе продуктивного пласта А4 три проницаемых нефтеносных прослоя. В целях выявления их взаимосвязи на Софинском куполе проводилось гидропрослушивание между скв. 87, 87-бис и 130. В скв. 130 перфорированы верхние прослои 1 и 1а, в скв. 87, прослой 2 и в скв. 87-бис - нижележащий прослой 3 (рис. 1). В качестве реагирующей использовалась скв. 87- бис (профиль II-II), а в качестве возмущающих - скв. 87 и 130 (профиль I-I). Взаимосвязь между скважинами установлена не была, что свидетельствует о надежных экранирующих свойствах разделяющих прослои пропластков.

На Дзержинском куполе с этой же целью во вновь пробуренных скв. 173 и 174, расположенных в 450 м друг от друга, были вскрыты перфорацией соответственно в первой скважине прослой 1 и во второй - прослой 2 (рис. 2, профиль IV-IV). Гидропрослушивание показало отсутствие взаимосвязи по пласту. В то же время прослушивание упомянутых скважин со скв. 180, где вскрыты оба прослоя, показало наличие хорошей гидродинамической связи. Скв. 180 расположена в 400 м от скв. 174 и 173. Экранирующая роль пропластков подтверждается также различием величин пластового давления, составляющего в момент исследования в просле 1 9,2 МПа и в прослое 2 28 МПа.

В связи с этим из прослоя 1 в скв. 173 был получен фонтанный приток нефти, а в скв. 174 статический уровень составил 680 м.

По результатам гидродинамических исследований прослой 2 характеризуется значительно большей проницаемостью, чем прослой 1 (соответственно 9,18 мкм2 и 0,228 мкм2). Гидропроводность соответственно составляет36,72 и 2,17 мкм2/мПа-с. Этим, очевидно, обусловливаются интенсивный отбор жидкости и снижение пластового давления в прослое 2, а также аномально быстрое появление пластовой воды в продукции скв. 95, 96, 102, расположенных в своде Дзержинского купола, после 3-4 мес. эксплуатации и отбора 4-7 тыс. т нефти (см. рис. 2, профиль V-V). Очевидно, здесь имеет место селективный подъем ВНК по прослою 2.

Установлена также опережающая фильтрация нагнетаемой в пласт воды по прослою 2. Пластовый характер залежей в пласте А4 подтверждается наличием в скв. 182, 97, 191 водоносного прослоя на отметках -1418 и -1422 м (см. рис. 2, профиль Ш-III), что значительно выше принятого положения ВНК в этой части залежи. Изменение положения ВНК по площади ранее ошибочно принималось за свидетельство наклона его начального состояния. Однако разница в отметках ВНК в 6-3 м между скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии в 400-600 м, для условий платформы мало вероятно. Поэтому, учитывая, что водоносный прослой во всех случаях отделяется от вышележащего нефтеносного практически непроницаемым пропластком, можно предполагать пластовый характер залегания нефти.

Аналогичные исследования выполнялись на залежи в пласте D3vr воронежского горизонта верхнедевонских отложений на Карагайском месторождении. Первоначально ВНК здесь был установлен на отметке -2719 м. В разрезе пласта выделяются проницаемые прослои, чередующиеся с почти непроницаемыми пропластками толщиной 2-6 м. Основные четыре нефтеносных прослоя хорошо коррелируются по площади залежи, и лишь отдельные, незначительные по толщине выделяются в виде линз. Гидродинамические исследования показывают наличие хорошей связи по пласту между скважинами при вскрытии в них одних и тех же прослоев и практически отсутствие связи при вскрытии перфорацией разноименных прослоев. При помощи закачки трассирующих индикаторов установлено, что по одноименным высокопроницаемым прослоям происходит опережающая фильтрация нагнетаемой воды. Обводнение скважин пластовыми водами также имеет избирательный характер. Так, скв. 78, расположенная на своде восточного купола месторождения, обводнилась после отбора 200 тыс. т нефти на отметке нижнего отверстия перфорации -2702 м. В соседней скв. 178, находящейся на 400 м ближе к ВНК, получена безводная нефть (рис. 3, профиль I-I); в скв. 189, расположенной на крыле, в 375 м южнее скв. 78, также добывалась безводная нефть на отметке нижнего отверстия перфорации -2704,3 м (см. рис. 3, профиль II-II). Анализ профилей показывает, что обводнение скв. 78 зависит от подъема ВНК и поступления пластовой воды по нижележащему прослою 4, не вскрытому перфорацией в скв. 178 и 189. Опережающий подъем ВНК по прослою 4 связан с высокопроницаемыми породами и меньшим ареалом нефтеносности.

Аналогично установлено обводнение скв. 73, 74, 77, 93, обусловленное подъемом ВНК по отдельным прослоям.

Пластовый характер залежей нефти в прослоях карбонатной толщи на Карагайском месторождении подтверждается наличием водоносных прослоев на отметке -2700,5 м в сводовой скв. 169, что значительно выше положения начального ВНК, определенного в вышезалегающем прослое (см. рис. 3, профиль II-II).

Анализ геолого-промыслового материала по пласту А4 башкирского яруса Красноярского месторождения также позволил установить пластовый характер залежей нефти, приуроченных к проницаемым прослоям. Подъем ВНК здесь происходит селективно по отдельным прослоям, в результате чего обводнился ряд скважин, в частности скв. 117, 118.

Таким образом, можно утверждать, что ряд скоплений нефти в карбонатных коллекторах Куйбышевского Поволжья, относимых пока к типу массивных, в действительности представляет собой совокупность пластовых залежей, приуроченных к прослоям пород с различной проницаемостью, экранируемым практически непроницаемыми пропластками небольшой толщины. Это обусловливает селективный подъём ВНК по прослоям, а также низкую величину охвата карбонатных пластов вытеснением при вскрытии прослоев единым фильтром.

Как правило, в этом случае преобладает добыча нефти из одного или нескольких наиболее проницаемых прослоев. В связи с этим резко сокращается дренируемый объем залежей нефти. Показателем этого может быть значительно меньшее, чем расчетное, количество нефти, извлекаемое из залежей в карбонатных коллекторах благодаря упругим силам. Так, на Софинско-Дзержинском месторождении в течение 3 мес. пробной эксплуатации скважин пласта А4 на Дзержинском куполе пластовое давление снизилось на 3 МПа. Расчеты показывают, что при снижении давления на указанную величину из залежи должно быть извлечено нефти благодаря упругим силам по крайней мере в 2 раза больше. Очевидно, фактический нефтенасыщенный объем залежи, вовлекаемой в разработку, значительно меньше принятого при подсчете запасов, что обусловливается извлечением нефти преимущественно из нижезалегающего высокопроницаемого прослоя 2.

Этим, возможно, объясняется также относительно низкая величина достигнутой нефтеотдачи (0,4) для большинства нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Куйбышевской области, находящихся в завершающей стадии эксплуатации, несмотря на применение интенсивных форм заводнения.

В целях повышения степени выработки запасов нефти в последнее время широко практикуется разукрупнение объектов разработки, в которые ранее были объединены различающиеся по проницаемости терригенные продуктивные пласты и прослои на Ромашкинском, Мухановском, Неклюдовском и других месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Результаты оказались положительными. Проведенные нами исследования показывают, что в толще карбонатных продуктивных пластов также выделяются изолированные прослои, значительно различающиеся по проницаемости. Вероятно, в карбонатных пластах целесообразно группировать прослои, близкие по проницаемости. Для этого на рассматриваемых залежах необходимо выделить в качестве отдельных объектов разработки прослои с проницаемостью до 0,102 мкм2 и более, а также пробурить дополнительные скважины и уплотнить сетку скважин на месторождениях приблизительно вдвое - от (30-40)*104 до (15-20)*104 м2/скв. Следует иметь в виду, что уплотнение сетки скважин необходимо также для эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.

Имеющийся опыт показывает, что надежность изоляции прослоев может быть обеспечена в результате применения обычных методов цементирования скважин, а точность вскрытия маломощных интервалов перфорацией на больших глубинах - при помощи радиоактивных реперов.

В связи с изложенным рекомендуется.

1.     С целью определения более достоверной величины нефтеотдачи извлекаемые запасы нефти в карбонатных коллекторах оценивать по каждому из прослоев в отдельности.

2.     Выделять в качестве отдельных объектов разработки и разбуривать индивидуальной сеткой скважин прослои пород, близких по величинам проницаемости, что, несомненно, повысит охват пластов вытеснением, а, следовательно, и нефтеотдачу.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Аширов К.Б. Цементация приконтактного слоя нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разработку. - Труды Гипровостокнефти. М., 1959, вып. 2, с. 163-174.

2.     Викторин В.Д., Лыков Н.А. Характерные особенности геологического строения карбонатных коллекторов Западного Приуралья. М„ ВНИИОЭНГ, 1975.

3.     Овчаренко А. В. Типы залежей нефти и газа в карбонатных отложениях. - Геология нефти и газа, 1981, № 3, с. 19-26.

Поступила 15/VII 1982 г.

 

Таблица

Проницаемость образцов, мкм2

Выборка образцов

Частота определений, %

CaO/MgO<15

CaMg (СO3)2>15

R2O3>0,3

Н.о.>0,4

0,0102

267

80

80

100

60

Более 0,0102

170

11

13

38

19

 

Рис. 1. Геолого-литологические профили продуктивного пласта А4 башкирского яруса Софинско-Дзержинского месторождения (Софинский купол).

1 - линии профилей; карбонатные породы: 2 - низкопроницаемые, 3 - нефтеносные, 4 - водонасыщенные; 5 - интервал перфорации; 6 - нефтеносные прослои

 

Рис. 2. Геолого-литологические профили продуктивного пласта А башкирского яруса Софинско-Дзержинского месторождения (Дзержинский купол).

Уел. обозн. см. рис. 1.

 

Рис. 3. Геолого-литологические профили продуктивного пласта D3vz воронежского горизонта Карагайского месторождения.

1 - условная граница подошвы пласта. Остальн. усл. обозн. см. рис. I