|
УДК 550.832(470.63) |
Результаты исследований мечеными жидкостями на Ачикулакском нефтяном месторождении
Э. В. СОКОЛОВСКИЙ, С. А. СААКОВ, Г. Б. СОЛОВЬЕВ, Ю. И. ТРЕНЧИКОВ (СевКавНИПИнефть), Г. Н. ЧЕПАК (Ставропольнефтегаз)
В последние годы в Ставропольском крае в карбонатных коллекторах маастрихтских отложений открыты и разрабатываются залежи нефти на Прасковейской, Ачикулакской, Лесной, Подсолнечной, Восточной, Советской и других площадях.
Продуктивные отложения маастрихтского яруса в основном представлены светло-серыми, почти белыми мелкозернистыми, мелоподобными трещиноватыми известняками с подчиненными прослоями мергелей и глин. По керновому материалу выделяются три разновидности известняков: низкопористые плотные, средней плотности и рыхлые высокопористые.
Плотные известняки характеризуются низкой проницаемостью менее - 0,0001 мкм2, высокой водонасыщенностью 95-100 %. Открытая пористость матрицы составляет 5,2 %, вторичная пористость - менее 1 %. Известняки средней плотности развиты в верхней части маастрихтского яруса и имеют следующие параметры: карбонатность 90 %, открытая пористость 21 %, проницаемость 0,0001 мкм2, остаточная водонасыщенность 96 %. Прослои рыхлых известняков, выделенные в разрезе верхнемеловых отложений, менее водонасыщены (34-77 %) и более пористы (28 %).
Результаты исследований кернов свидетельствуют, что породам маастрихтского яруса присуща густая сеть трещин, объемная плотность которых изменяется в широких пределах (до 600 ед/м). Нефть в поровом пространстве не обнаружена [1, 2, 4, 5].
С открытием и вводом в промышленную разработку в Ставропольском крае залежей маастрихтских отложений возник ряд вопросов, связанных с определением типа коллектора, достоверных запасов нефти, с установлением мест размещения их в горной породе, с эффективностью разработки с применением заводнения.
Существенной особенностью этих залежей является присутствие воды в продукции всех добывающих скважин в количестве 20-90 % с самого начала их эксплуатации. При повышении депрессии на пласт приток воды увеличивается более резко, чем нефти, что может свидетельствовать о совместном движении нефти и воды в пласте.
Продуктивные отложения на Ачикулакской площади имеют толщину 70 м. Они неоднородны, состоят из пяти трещиноватых пропластков I1-I5. Повышенная трещиноватость отмечается в пропластках I2-I4. Добыча нефти ведется фонтанным способом.
С целью получения дополнительных данных на залежи проведены исследования с помощью меченых жидкостей. В нагнетательную скв. 104 было закачано 6 м3 воды, содержащей 2 т индикатора К, а в нагнетательную скв. 90- 6 м3 воды, содержащей 2 т аммиачной селитры. Наблюдения за поступлением индикаторов велись по 22 добывающим скважинам (рис. 1).
Нитрат-ион не был обнаружен ни в одной из контрольных скважин. Это свидетельствует о том, что в период закачки меченой жидкости нагнетательная скв. 90 не сообщалась с продуктивными отложениями маастрихтского яруса.
Приход индикатора К зафиксирован по всем контрольным скважинам. Время движения его по пласту составило от 7 до 45 сут. Скорость движения нагнетаемой воды значительна (17- 231 м/сут). Всего было возвращено 57,5 % введенного в пласт индикатора К. Эффективный объем фильтрационных путей перемещения меченой жидкости сравнительно небольшой и составляет 20 800 м3, что приводит к быстрому появлению нагнетаемой воды в добывающих скважинах.
На основе геолого-промысловых материалов и полученных результатов была сделана попытка определить тип коллектора. При этом учитывалось, что индикаторными исследованиями установлены характерные для трещиноватых коллекторов высокие скорости движения жидкости, малые эффективные объемы фильтрационных путей, большое количество извлеченного из пласта индикатора. Кроме того, было учтено, что, по данным анализов кернового материала, нефти в первичных пустотах горной породы не обнаружено. Все это дало основание отнести коллектор к чисто трещинному типу с содержанием нефти только в трещинах.
Отличительная особенность коллектора маастрихтского яруса Ачикулакской площади - наличие двух систем трещин. Первая емкостная - основная, наиболее проницаемая, активно связывающая продуктивную и законтурные части залежи; вторая - система мелких микротрещин, секущих горную породу между трещинами основной фильтрующей системы. Нефтенасыщение в основном характерно для системы микротрещин. Так, выполненные ранее исследования массообменным индикаторным методом [3] по скв. 35 Ачикулакской и 12 Лесной показали, что за пределами основных фильтрационных путей нефтенасыщенность составляет соответственно 59-62 %. Жидкость благодаря гидродинамическим силам фильтруется преимущественно по трещинам первой системы. Их высокая водонасыщенность и связь с законтурной зоной в основном и определяют получение воды с самого начала эксплуатации скважин в любом месте продуктивной толщи.
Исходя из величины объема фильтрационных путей, по которым перемещалась меченая жидкость, и общего объема горной породы в пределах исследуемой части залежи эффективная трещиноватость первой системы оценена в 0,08%, а общая вторичная ее пористость - в 0,16 %.
Величину пористости второй системы трещин наиболее достоверно характеризуют определения по кернам, которые показали, что она составляет в среднем 1,84 %. Таким образом, общая трещиноватость горных пород маастрихтского яруса равна 2 %.
Используя данные геофизических- исследований о нефтенасыщенных объемах породы маастрихтских отложений и полученные с помощью индикаторных методов значения пористости проводящих (0,16%) и нефтенасыщенности мелких (60 %) трещин, были оценены балансовые и извлекаемые запасы нефти отдельно в каждой системе трещин маастрихтской залежи Ачикулакского месторождения. Расчеты показали, что почти 90 % начальных балансовых запасов приходилось на вторую систему трещин. При принятом способе добычи конечную нефтеотдачу системы микротрещин следует ожидать в пределах 18,4-19,4 %, а в целом по залежи она составит 22-23 %.
Графики поступления меченой воды (рис. 2), значительное количество вынесенного на поверхность индикатора показывают, что движение нагнетаемой воды к большинству добывающих скважин носит фронтальный характер. Только по трем скважинам (39, 75, 106) зафиксировано поступление индикатора по отдельным высокопроницаемым путям.
По количеству поступившего в каждую добывающую скважину индикатора произведена оценка распределения объема нагнетаемой в скв. 104 воды, которая показывает, что в каждую скважину из них поступало от 1,2 до 22,4 м3/сут нагнетаемого агента. Основная доля ее перемещалась по пропластку I4 (56,3 %), имеющему, по промысловым данным, наилучшую проницаемость и дренируемому большим числом контрольных добывающих скважин. Поэтому по пропластку I4 происходит опережающая выработка нефти. По пропластку I2 перемещалось 16,5%, по I3 - 22,3%, по I5 - 4,9 % нагнетаемой в скв. 104 воды (рис. 3).
Специфичное распределение нагнетаемой воды, высокие скорости перемещения ее по пласту приводят к тому, что часть закачиваемой воды спустя некоторое время после начала заводнения перемещается по практически промытым трещинам. В этом случае прекращение поступления воды в скв. 104 должно уменьшить обводненность добывающих скважин. Оценка показала, что при этом она может снизиться до 10 %.
Для проверки этого положения в течение двух недель был проведен ежедневный контрольный отбор проб жидкости из добывающих скважин. Затем нагнетание в скв. 104 прекратили на 4 мес., и вели наблюдение за поведением обводненности добывающих скважин.
Снижение содержания воды на 1-14 % наблюдалось в большинстве скважин через 18- 62 сут (рис. 4). Следует отметить, что в период остановки скв. 104 менялись темпы закачки воды в другие нагнетательные скважины. Этим, в частности, можно объяснить некоторый рост обводнения скважин после снижения.
Учитывая специфику строения залежи (трещиноватость, активная связь по системе трещин с законтурной зоной, высокая водонасыщенность пласта), для окончательного решения вопроса об эффективности процесса заводнения такого типа коллектора следует провести комплексные исследования, в том числе с прекращением нагнетания воды по всей залежи, форсированием отбора жидкости. При существующем уровне пластового давления это возможно после перевода фонтанных скважин на механизированный способ добычи жидкости. Подтверждение ранее выявленных тенденций снижения процента воды при уменьшении темпов закачки позволит более правильно осуществлять контроль и регулирование разработки залежи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Карбонатные коллекторы нефти верхнего мела Восточного Ставрополья и особенности их насыщенности / И.А. Бурлаков, Е.М. Борисенко, Г.А. Полосин, Б.Н. Пыленков. - Труды СевКавНИПИнефти. Нальчик, 1976, вып. 25, с. 130-135.
2. Маастрихтские отложения Восточного Ставрополья / И.А. Бурлаков, М.С. Плотников, Г.А. Полосин, Ю. Е. Старченко. - Геология нефти и газа, 1978, № 6, с. 66-70.
3. Соколовский Э.В., Тренчиков Ю.И. Массообменный способ определения параметров трещиноватости горных пород. - Геология нефти и газа, 1976, № 5, с. 58-61.
4. Фурсова Н. П., Найденова Л. А. Коллекторские свойства карбонатных отложений верхнего мела Восточного Ставрополья. - Геология нефти и газа, 1976, № 11, с. 45-50.
5. Фурсова Н. П., Найденова Л. А. Карбонатность верхнемеловых отложений как критерий перспектив нефтегазоносности в Восточном Ставрополье. - Геология нефти и газа, 1978, № 4, с. 11-15.
Поступила 24/VIII 1982 г
Рис. 1. Схема размещения скважин на месторождении Ачикулак.
Скважины: 1 - эксплуатационные, 2-нагнетательные
Рис. 2. Графики изменения концентрации индикатора в пробах воды по скважинам месторождения Ачикулак
Рис. 3. Геолого-петрофизические параметры маастрихтских отложений на месторождении Ачикулак.
Пористость: 1 - общая, 2 - вторичная
Рис. 4. Графики изменения обводненности добывающих скважин месторождения Ачикулак
