|
УДК 622.276.344:55+552+53 |
Особенности строения пласта CVI Арланского месторождения
М. Ш. КАРИМОВ (БашНИПИнефть), В. В. ЧЕБОТАРЕВ (Уфимский нефт. ин-т)
Продуктивный пласт CVI терригенной толщи нижнего карбона Арланского нефтяного месторождения относится к бобриковскому горизонту визейского яруса.
При детальном изучении продуктивной толщи нижнего карбона было установлено его послойное строение и прослежено распространение каждого нефтенасыщенного прослоя в пределах центральной части Новохазинской площади указанного месторождения. В пласте CVI выделены три песчаных прослоя: CVIв, CVIб, CVIa (снизу вверх), которые разделены между собой алевролитами и углисто-глинистыми сланцами толщиной до 5 м. Характерно, что последние участками выклиниваются, а прослои местами имеют гидродинамическую связь между собой. Литологическая характеристика пласта CVI сложнее, чем у пласта СII.
Песчаники пласта CVI мелкозернистые, хорошо отсортированные, серые, светло-серые, кварцевые, а нефтенасыщенные - бурые и темно-бурые. Кварцевые зерна в них полуокатанные, окатанные, реже остроугольные. Тип цемента контактовый, неполнопоровый и базальный. Кроме кварца в незначительном количестве встречаются полевые шпаты, плагиоклаз, мусковит и др.
Результаты анализов глубинных проб, отобранных из скважин Новохазинской площади, показали, что нефть пласта CVI - тяжелая, вязкая. По содержанию смол и асфальтенов она относится к типу асфальтово-смолистых. Вязкость ее изменяется от 23 до 27 мПа-с, плотность - в пределах 0,885-0,887 г/см3 (в пластовых условиях), давление насыщения - от 5,5 до 7,7 МПа, газовый фактор - от 12 до 15 м3/т.
Изучение геолого-физических свойств пласта CVI показывает, что накопление осадков бобриковского горизонта происходило в условиях сложной фациальной изменчивости. Это выражается в чередовании песчано-алевролитовых прослоев с аргиллитами и глинистыми алевролитами. Причем песчано-алевролитовые прослои участками сливаются воедино, образуя более мощные пласты.
В 12 скважинах центральной части Новохазинской площади проводился сплошной отбор керна из продуктивной толщи нижнего карбона. В образцах песчаников пласта CVI (в скв. 4605, 4621, 4655) отмечаются спорадические пятна темно-бурой окраски размером 1-2 мм (рисунок). Они связаны с участками порового пространства, насыщенными окисленной нефтью. В отдельных скважинах песчаники представлены карбонатными включениями. По данным геолого-промысловых исследований и изучения керна, в песчаниках также зафиксировано наличие окисленной нефти, что характерно для пласта CVI терригенной толщи нижнего карбона.
Исследованиями [1] установлено, что смачиваемость поверхности поровых каналов коллектора зависит от присутствия полярных компонентов в самой нефти: по своей природе они являются асфальтенами, адсорбируются горными породами и обусловливают их гидрофобные свойства. Действие полярных компонентов зависит в определенной степени от характера поверхности зерна минерала.
Известно, что смачиваемость горных пород влияет на коэффициент вытеснения флюидов. Однако характер вытеснения в лабораторных условиях определяется в основном свойствами жидкостей и структурой однородной пористой среды.
Для установления коэффициента вытеснения продуктивного пласта CVI в лаборатории БашНИПИнефти были определены остаточная водо- и нефтенасыщенность. При этом средняя остаточная нефтенасыщенность песчаников пласта CVI принята равной 27%, а для песчаников, в поровом пространстве которых имеется окисленная нефть, - ориентировочно 32%.
Коэффициент вытеснения bн определялся из соотношения:
Где aн, aв - соответственно остаточная водо- и нефтенасыщенность в %.
Расчеты показали, что коэффициент вытеснения для песчаников пласта CVI, в поровом пространстве которых нет окисленной нефти, равен 69,6 %, а с учетом зоны окисления 64 %.
В настоящее время на Арланском и других месторождениях Северо-Западной Башкирии важной задачей является поиск и внедрение новых методов добычи нефти, ведущих к более полному извлечению ее из неоднородных пластов терригенной толщи карбона, содержащих высоковязкую нефть.
Одним из эффективных мероприятий по повышению показателей разработки в условиях неоднородного пласта с высоковязкой нефтью может быть микробиологическое воздействие на пласт. Как показано в работе [2], проведение промыслового эксперимента по закачке биореагента в пласт С0 на Арланском месторождении дало положительный результат. Доказано, что под влиянием геохимических процессов снижается содержание асфальтово-смолистых веществ, уменьшаются плотность и вязкость нефти, улучшаются показатели разработки пласта.
Микробиологический метод принципиально новый, он обладает благоприятными экономическими возможностями. Поэтому, учитывая наличие окисленной зоны и повышенную вязкость нефти пласта CVI, на Новохазинской площади Арланского месторождения в поздней стадии разработки, т.е. когда скважины обводняются на 90 % и более, необходимо предусмотреть для создания оторочки закачку определенных порций специально подготовленного биологически активного раствора для микробиологического воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М., Недра, 1974.
2. Юлбарисов Э.М. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов. - Нефтяное хоз-во„ 1981, № 3, с. 36-40.
Поступила 16/1 1984 г.
Рисунок Песчаник бурый, нефтенасыщенный, мелкозернистый, участками темно-коричневый (окисленная нефть); бобриковский горизонт, натуральная величина (скв. 4655)
