|
УДК 532.982:550.812.14(470.41) |
Результаты разведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей нефти в семилукско-бурегских отложениях Татарии
P.X. МУСЛИМОВ (Татнефть), Е.Б. ГРУНИС, Р.Р. ХАЙРЕТДИНОВ (Татнефтегеофизика), И.А. ТКАЧЕНКО (Альметьевнефть), Р.Ш. ХАЙРЕТДИНОВ (АПГК)
Вступление основных нефтяных месторождений Татарии в позднюю стадию разработки связано с необходимостью оценки нефтедобывающих возможностей семилукско-бурегских отложений, расположенных в разрезе скважин непосредственно над основным базисным объектом эксплуатации Д1.
Нефтепроявления в процессе проходки этого горизонта в Урало-Поволжье фиксировались с начала бурения еще первых скважин. В результате анализа геологических, промыслово-геофизических, геохимических данных и материалов бурения многих тысяч скважин в Башкирии, Татарии, Удмуртии, Куйбышевской области и других сопредельных областях установлена обширная площадная корреляция нефтебитуминозности в основных пластах-коллекторах см-3, бр-1, бр-2, разделенных низкопористыми карбонатными покрышками или прослоями глинисто-карбонатных пород [1-3].
К настоящему времени в Татарии открыты десятки залежей нефти в породах этого возраста, некоторые из них находятся в опытно-промышленной эксплуатации (2]. Залежи нефти приурочены в основном к вершине и к северному склону Южно-Татарского свода, а также к юго-восточному склону Северо-Татарского свода. Как по промыслово-геофизическим данным, так и по данным глубокого бурения наиболее изучены залежи нефти Ромашкинского месторождения. Последние в описываемых отложениях на других месторождениях разведаны еще слабо.
Отдельные результаты испытаний, опытно-промышленной эксплуатации залежей в семилукско-бурегских отложениях свидетельствуют об их значительных потенциальных возможностях. Промышленные притоки нефти отмечены на разведочных площадях как на Северном, так и на Южном куполе Татарского свода. В то же время было немало и бесприточных испытаний, а также объектов, характер насыщения которых не установлен однозначно.
Рассмотрим применяемую методику разведки залежей нефти в семилукско-бурегских отложениях, разработанную в НГДУ Альметьевнефть, а также предварительные результаты их опытно-промышленной эксплуатации.
На Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадях разбуривается уплотняющая сетка скважин. По принятой методике ГИС детальные исследования в карбонатном разрезе включают радиоактивный каротаж (НГК-60, ГК), стандартный электрокаротаж - КС (зонд В7, 5АО, 75М), ПС, индукционный, боковой каротажи (ИК, БК), кавернометрию (KB), микрокаротажное зондирование (МКЗ), ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), акустический каротаж (АК). К прямым методам поисков нефти относятся газовый каротаж и отбор керна в процессе бурения и с помощью сверлящих керноотборников [2].
Поданным комплекса ГИС выявлена 21 залежь нефти, наиболее разведана среди них Урсаевская на севере Березовской площади. Запасы на других залежах пока достоверно не установлены, необходима более детальная оценка границ залежей и нефтедобывающих возможностей скважин.
Работы по выявлению продуктивных интервалов в семилукско-бурегских отложениях в процессе бурения обычно проводятся в следующем порядке.
По данным прямых методов исследования (относительно повышенные газопоказания, содержание битума по шламу, керну, визуальные нефтепроявления) в сочетании с данными ГИС выбирают объекты для испытания с помощью КИИ-146. При этом пачки относительно пористых пород, в основном совпадающих в разрезе с интервалами повышенной трещиноватости, выделяют по НГК-60 и ГК на основе метода определения «приточности», разработанного Т.В. Хисметовым. Сохранность нефтяных залежей под «кондиционными» покрышками должна быть также учтена. Она оценивается по величине восходящего ореола рассеяния УВ (по данным экспресс-анализа шлама, керна, газопоказаний); как правило, коллекторы с низкими газопоказаниями, а также с малым содержанием битума непродуктивны. Интервалы с пониженными электрическими сопротивлениями, характерными для водоносных коллекторов, исключаются из испытаний.
При получении промышленных притоков с помощью КИИ-146, а также при сильных нефтепроявлениях в процессе бурения предпочтительнее остановить скважины и перевести их на семилукско-бурегские отложения, а на нижележащий терригенный девон пробурить новую скважину. Как показывает опыт освоения и эксплуатации скв. 8112, 11314 и 21549 Березовских, 2894 Азнакаевской, нефтяные пласты в этом типе коллекторов рационально разрабатывать открытым забоем. Имеется ряд примеров (скв. 8113 Березовская, 132 Мензелино-Актанышская и др.), когда промышленный приток нефти по КИИ-146 отмечался, а при испытании через колонну его не смогли получить. Это, помимо неправильного выбора интервалов перфорации, возможных ошибок в глубинах при перфорации, могло обусловливаться цементированием флюидопроводящих трещин при тампонаже. Поэтому должно обеспечиваться относительно глубокое и эффективное вскрытие коллектора через колонну. Комплекс ГИС и данные термометрических исследований, характеризующие коллекторские свойства и наличие приемистости в объекте испытания, приведены на рис. 1.
Как правило, возврату с терригенного девона на семилукско-бурегские отложения в Альметьевнефть предшествуют исследования импульсным генератором нейтронов (ИГН) Необходимо отметить, что при прогнозной оценке эффективности ИГН в этом сложном типе разреза были разногласия, но практика показала полезность и необходимость нейтронных исследований. Нами было установлено, что наличие глубоких зон повышающего проникновения пресного фильтрата глинистого раствора в трещинные и кавернозные водоносные коллекторы часто приводит к их некорректной оценке как продуктивных по результатам электрокаротажа. Исследования ИГН, выполненные более чем через год после обсадки скважины колонной (когда расформирована зона проникновения фильтрата), оказываются более достоверными. Эти данные незаменимы для старых скважин, в которых ГИС проводятся по малопредставительным минимальным комплексам в породах описываемого возраста.
На основе заключений по ИГН и ГИС промышленные притоки нефти через обсадную колонну были получены в скв. 9577, 10876, 15273 Миннибаевских, 5747 Северо-Альметьевской, 8125, 13500 Березовских. Типичный пример выделения нефтебитуминозных коллекторов по данным ИГН показан на рис. 2. За 7 лет эксплуатации скв. 5747 Северо-Альметьевская дала 7824 т нефти из перфорированного интервала 1521 -1534 м. Эксплуатация скважины продолжается.
С 1972 по 1985 г. лишь АПГК выполнено 692 измерения ИГН в комплексе с РК. В результате нефтебитуминозные коллекторы выделены в 1009 случаях, битуминозные пласты - в 1030. Поскольку размеры залежей невелики, а характер покрышек прерывистый, исследования ИГН должны проводиться в каждой скважине. Стоимость этих операций может быть значительно снижена, если семилукско-бурегские отложения будут изучаться попутно при работах на нижележащие основные продуктивные горизонты, а также на вышележащий карбонатный комплекс.
Подтверждаемость промышленных притоков, полученных пластоиспытателями, результатами испытаний в колонне колеблется в пределах 11,5-17%. Несмотря на столь низкую эффективность, при массовом характере испытаний можно открыть сотни нефтяных залежей, пусть даже небольшого размера.
Достигнутая эффективность отнюдь не отражает реальных возможностей семилукско-бурегских коллекторов. В качестве основных негативных факторов при этом следует отметить: 1) широко развитую кольматацию прискважинной зоны коллекторов, незначительный объем мероприятий по ее устранению, а также по повышению нефтеотдачи относительно вязких тяжелых нефтей; 2) недоосвоение объектов, заполнение ствола скважины до испытания водой, близкой по минерализации к пластовой; 3) неполное выяснение причин получения воды при испытаниях, особенно в старых скважинах; 4) испытание неперспективных интервалов (битуминозные, слабонефтебитуминозные).
Необходимо выполнить комплекс организационно-технических и геологических мероприятий, которые позволят существенно повысить эффективность работ по испытанию нефтебитуминозных объектов, а также улучшат условия их вскрытия при бурении.
В настоящее время более широкое испытание коллекторов в семилукско-бурегских отложениях затормаживается неподготовленностью промысловых сетей транспортировки и средств очистки высокосернистых нефтей. В то же время очевидна необходимость опробования здесь перспективных объектов во всех скважинах после выработки ими запасов нефти в основных продуктивных горизонтах терригенного девона. Эта задача должна решаться с учетом того, что на поздней стадии разработки основных нефтяных месторождений Татарии необходимость возврата на верхние горизонты существенно увеличивается даже в относительно недавно пробуренных скважинах.
Коэффициент продуктивности в скв. 8112 Березовской равнялся в среднем 0,28 м3/ (сут. -МПа), пластовое давление менялось в пределах 17,1-14,9 МПа. Плотность нефти в скв. 8112 Березовской - 0,904 г/см3, а в скв. 11314 Северо-Альметьевской - 0,861 г/см3; такие различия в процессе эксплуатации пласта см-3 в обоих случаях, по-видимому, объясняются условиями формирования.
Нефтеотдающие трещинные коллекторы семилукско-бурегских отложений весьма «отзывчивы» к мерам повышения нефтеотдачи. Так, малодебитная скв. 8125 Березовская к концу 1983 г. практически прекратила подачу нефти. Очистка призабойной зоны в этой скважине с применением КИИ-95 позволила получить устойчивый дебит 1 т/сут. С этой же целью в скв. 11314 Северо-Альметьевской применялась (см. рис. I) парокислотная обработка (закачано 3 м3 соляной кислоты и 3 т пара). В результате этого дебит скважины возрос от 3 до 7,7 т/сут.
Небольшой опыт проведения мероприятий по очистке призабойной зоны в описываемых коллекторах пока не позволяет выбрать наиболее эффективные методы воздействия, оценить различные способы термообработки продуктивного пласта. Представляется целесообразным организовать на базе Урсаевской залежи опытный участок с целью апробирования возможностей различных методов повышения нефтеотдачи.
Таким образом, доказанная промышленная нефтеносность семилукско-бурегских отложений Татарии имеет большое практическое значение. Методы ГИС для выявления и доразведки нефти в отложениях этого возраста достаточно эффективны.
Вместе с тем необходимо выполнение разнообразных мероприятий, направленных на повышение эффективности испытаний, вскрытия коллекторов, подготовки промысловых сетей сбора и обработки вязких высокосернистых нефтей, выбора средств повышения нефтеотдачи, так как освоение нефтяных залежей в этих отложениях отличается от терригенных и сопряжено со значительными сложностями.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Войтович Е.Д. Нефтеносность карбонатных отложений палеозоя в пределах разведочных площадей Татарии.- В кн.: Нефтеносность карбонатных коллекторов палеозоя Татарии. Бугульма, 1975, с. 14-38.
2. Вопросы методики выявления нефтеносных коллекторов в семилукско-бурегских отложениях / О.А. Бирюкова, Г.М. Донов, Н.А. Плотников и др.- В кн.: Перспективы поисков и разведки нефтяных месторождений. Казань, 1980, с. 81-90.
3. Кинзикеев А.Р., Муслимов Р.X., Шайбеков З.Ш. О нефтеносности семилукского горизонта на Ромашкинском месторождении.- В кн.: Геология и разведка нефтяных месторождений. Альметьевск, 1970, с. 96-103.
Рис. 1. Определение характера насыщенности коллекторов по комплексу ГИС и приемистости в открытом забое по термометрии в скв. 11314 Северо-Альметьевской.
Диаграммы (цифры в кружках): 1 - KB, 2 - ГК, 3 - НГК-60, 4 - ИК, 5 - ГК (привязочная кривая для термометрии); замеры температуры (21.X 1982 при исследовании приемистости скважин, при р==0): 6 - контрольный замер, 7 и 8 - результирующие замеры после прокачек воды (м3) соответственно 9 и 9+12. Заштрихованный участок – нефтебитуминозные интервалы
Рис. 2. Выделение нефтебитуминозных интервалов (заштрихованные участки) по данным ИГН и газового каротажа в скв. 5747 Северо-Альметьевской.
Диаграммы (цифры в кружках): 1 - НГК-60, 2 - ИННКт-40, 3 - ГК; 4 - содержание газа в воздухе, мол. %; а – интервал перфорации