|
УДК 622.276(571.1) |
Уточнение гидродинамической модели залежи и коллектора на Салымском месторождении
И.Д. УМРИХИН, С.Г. ВОЛЬПИН, О.В. ЛОМАКИНА (ВНИИ), В.И. ПОГОНИЩЕВ, В.В. САМАРДАКОВ (Юганскнефтегаз)
На основании анализа показателей опытной эксплуатации и гидродинамических исследований скважин Салымского месторождения было установлено [2], что залежь нефти в баженовской свите является единой гидродинамической системой, а продуктивный пласт можно рассматривать как коллектор с двойной средой.
Есть и другие представления о модели залежи, в том числе основанные на предположении о линзовидном строении баженовской свиты [1]. Согласно этой модели, отдельные линзы могут сообщаться через скважины, вскрывшие их, и высокопроницаемый пропласток, приуроченный к подошвенной части баженовской свиты.
На Салымском месторождении проведены длительные наблюдения за изменением во времени текущих пластовых давлений практически по всем скважинам. Исследования проводились специалистами СибНИИНП, Правдинскнефти, ЗапСибНИГНИ, Правдинской НРЭ и ВНИИ. Сделано около 500 замеров текущих пластовых давлений и проанализировано изменение давления по стволу 43 скважин опытного участка месторождения. На основании полученных результатов все скважины Салымского месторождения четко разделяются на две группы. В I группе пластовое давление ниже 20 МПа, часть ствола простаивающих скважин заполнена газом, во II группе - 30 МПа и выше, свободный газ отсутствует.
Скважины этих групп различаются и по эксплуатационным характеристикам. Все высокодебитные, стабильно работающие или работавшие продолжительное время скважины (27, 28, 116, 117, 558 и др.) имеют низкие текущие пластовые давления, т. е. относятся к I группе. Скважины II группы несмотря на высокие давления работают в режиме накопления с незначительным дебитом. В скважинах обеих групп в начальный период разработки давления превышали 40 МПа.
На основании выявленных особенностей можно сделать заключение о том, что все скважины вскрыли две среды с разными текущими пластовыми давлениями и различными эксплуатационными характеристиками. Какая-либо система в распределении скважин двух групп по площади отсутствует (рис. 1, а, б), поэтому были проанализированы глубины вскрытия отложений баженовской свиты и их геофизические характеристики. Установлено, что скважины I группы полностью прошли породы баженовской свиты, а большинство скважин II группы вскрыло их не на всю толщину. Поскольку все высокодебитные скважины попадают в I группу, очевидно, что основной отдающий интервал находится в нижней части продуктивной толщи. Некоторые скважины II группы вскрыли его, но по геофизическим данным он в них не является коллектором.
Таким образом, в пределах опытного участка коллектор состоит из двух сред. Первая, приуроченная к пласту малой толщины в подошве баженовской свиты, имеет более высокие значения фильтрационных параметров и низкое текущее пластовое давление. Она обеспечивает основные притоки нефти к скважинам, т. е. является флюидоподводящей. Вторая среда охватывает залегающую выше толщу баженовских отложений. Она имеет низкую проницаемость, притоки к скважинам незначительны. Текущее пластовое давление существенно выше, чем в первой среде. В результате сформировавшегося в процессе разработки перепада давления между двумя средами происходит переток из слабопроницаемой среды с высоким давлением в проницаемую среду с низким давлением.
Сообщаемость двух сред
была подтверждена результатами гидропрослушивания скв. 557 и 558 [2]. Кроме
того, на многих кривых изменения текущих пластовых давлений в скважинах,
вскрывших только слабопроницаемую толщу, после наступления стабилизации
начинается падение давления, вызванное оттоком флюида в залегающую ниже
флюидоподводящую среду. Наиболее отчетливо это видно на кривых, преобразованных
в полулогарифмических координатах (рис. 2). Начиная с 
(t=23...31 сут), на кривых, построенных для скважин II группы, отмечается участок значительного падения темпа
роста давления и даже его понижения. При меньших временах уменьшение давления,
вызванное оттоком, не проявляется на фоне значительного роста давления,
обусловленного его восстановлением после остановки скважин. Скв. 554 (см. рис. 2) относится к I группе, высокое
давление, зафиксированное в ней, объясняется большим удалением от зоны основных
отборов (см. рис. 1, а). В скважинах I
группы, вскрывших флюидоподводящую среду, на преобразованных кривых изменения
текущего пластового давления практически после его восстановления появляются
участки с повышенным темпом роста (см. рис. 2). Это вызвано
притоком нефти из лежащей выше по разрезу слабопроницаемой толщи. Таким
образом, слабопроницаемая среда питает флюидоподводящую. Поэтому появление
вторых участков на преобразованных кривых может быть объяснено только
перетоками между двумя средами. Другие причины, например неоднородность пласта
или наличие границ в нем, вызвали бы появление вторых участков на
преобразованных кривых в самое разное время, поскольку исследованные скважины
рассредоточены по месторождению. На полученных преобразованных кривых вторые
участки появляются, как это было сказано выше, в одно и то же время,
следовательно, это явление можно объяснить только процессом, происходящим в
пласте по всей площади месторождения, а именно - перетоками между двумя средами.
На Салымском месторождении, согласно применяемой конструкции, продуктивный разрез в каждой скважине вскрывается единым фильтром. Поэтому I группа скважин проходит две среды одновременно, II - вскрывает только слабопроницаемую среду с более высоким текущим пластовым давлением. Поскольку фильтрационные параметры среды с низким давлением во много раз выше, величина давления, замеренная в скважине, вскрывающей две среды, будет соответствовать давлению среды с более высокими фильтрационными параметрами.
Быстрое падение пластового давления во флюидоподводящей среде в процессе разработки опытного участка с первоначального 45-47 МПа до текущего 15-20 МПа, в ряде случаев и ниже указывает на то, что эта среда занимает небольшую часть объема баженовской толщи. Существенное различие давлений в двух сообщающихся средах объясняется тем, что приток из слабопроницаемой толщи (среды в высоким давлением) во флюидоподводящую не компенсирует производимый через скважины отбор из флюидоподводящей среды.
Разделение всех скважин на две группы позволило построить карты изобар на опытном участке отдельно по каждой среде (см. рис. 1). Все давления приведены к отметке - 2700 м. На карту также нанесены накопленные отборы по скважинам. 88 % добычи нефти с начала разработки приходится на скважины, вскрывшие флюидоподводящую среду, причем 84 % - на девять скважин (27,28, 116,117, 121, 123, 248, 253 и 558). Именно в зоне их расположения, т. е. в центральной части опытного участка, отмечается область пониженного давления (см. рис. 1, а). В других скважинах этой области, вскрывших флюидоподводящую среду, независимо от количества отобранной из них нефти, текущее пластовое давление существенно ниже (не более 18 МПа). От центра к периферии во всех направлениях оно возрастает. В новых скважинах опытного участка, вскрывших флюидоподводящую среду, начальное пластовое давление оказалось гораздо меньше, чем первоначальное (45-47 МПа) в баженовской свите. Так, в скв. 553, 555, 563, 566, законченных бурением в 1983 г., начальные пластовые давления составляли 15-18 МПа, т. е. были такие же, как в окружающих скважинах. Скв. 554 (вышла из бурения в 1984 г.) удалена на 5- 6 км от зоны основных отборов, поэтому пластовое давление в ней оказалось более высоким - 29 МПа. Но эта величина все-таки гораздо ниже, чем первоначальное пластовое давление. Следовательно, пласт, к которому приурочена флюидоподводящая среда, в пределах опытного участка является единой гидродинамической системой.
На отдельных участках пласта в области пониженного давления в процессе разработки сформировались зоны значительного разгазирования нефти (см. рис. 1, а). Обширная зона с наличием свободного газа в пласте образовалась на участке наиболее интенсивного отбора - между скв. 27 и 28. В настоящее время на этом участке из всех скважин, вскрывших флюидоподводящую среду, отбирается практически один газ. Текущие пластовые давления, замеренные в них, составляют 8- 11 МПа, что значительно ниже давления насыщения. Следует отметить, что выравнивания давления в этой зоне (после прекращения отбора из нее) и окружающих участках не происходит. Таким образом, зоны пласта-коллектора баженовской свиты, в пределах которых наблюдается значительное выделение свободного газа, становятся изолированными; ранее гидродинамическая связь между скв. 27 и 28 существовала [2].
На долю скважин II группы, вскрывших только слабопроницаемую толщу, приходится лишь 10 % добытой на опытном участке нефти, причем 2/3 из них - на скв. 107, 112 и 101б. Поэтому практически по всей площади опытного участка отбор из слабопроницаемой толщи был весьма невелик, однако пластовое давление здесь значительно ниже первоначального (см. рис. 1, б). Следовательно, основное дренирование указанной толщи осуществляется благодаря перетокам в нижележащую флюидоподводящую среду. Наиболее низкие давления отмечаются по линии расположения скв. 27 и 28 и южнее, в районе скв. 115, 122, 128 (см. рис. 1, б). Эти участки соответствуют областям пониженных давлений и во флюидоподводящей среде (см. рис. 1, а). Во всех направлениях от центра к периферии текущее пластовое давление в слабопроницаемой толще, как и во флюидоподводящей среде, возрастает. В новых скважинах, вскрывших слабопроницаемую толщу, начальные пластовые давления, как и во флюидоподводящей среде, ниже, чем первоначальное в баженовской свите. Например, в скв. 564, 565, вышедших из бурения в 1983 г., они составляли 30-32 МПа. Именно такие текущие пластовые давления отмечались в то время в окружающих скважинах, вскрывших только слабопроницаемую толщу. Таким образом, слабопроницаемая толща и флюидоподводящая среда вместе образуют единую гидродинамическую систему. Различие в давлениях между двумя сообщающимися средами, как указывалось выше, объясняется тем, что приток из слабопроницаемой толщи во флюидоподводящую среду не компенсирует отбор, производимый из скважин I группы.
Проведенный анализ распределения по площади накопленных отборов нефти и текущих пластовых давлений в комплексе с геофизическими данными позволил составить модель пласта-коллектора баженовской свиты в пределах опытного участка (рис. 3). По результатам ГИС [3], отдающие интервалы в пределах всей толщи приурочены в основном к средней и подошвенной ее частям. В верхах разреза отмечаются лишь спорадические притоки в некоторых скважинах. Толщина отдельных работающих интервалов колеблется от 0,3 до 2,5 м, суммарная толщина их по скважине изменяется от 2,5 до 5,5 м. Анализ распространения отдельных прослоев по площади показал [3], что их литологический состав и физические свойства непостоянны. Не уточняя литологический состав отложений, структуру и текстуру их строения, разделим условно все отложения баженовской свиты по способности фильтровать нефть на три типа: непроницаемые (или практически непроницаемые), слабопроницаемые и проницаемые (см. рис. 3). Флюидоподводящая среда приурочена к пласту 1, расположенному в нижней части продуктивного разреза. Толщина ее составляет 0,5-1,5 м. Из него получены основные притоки нефти, что отмечается по данным термо- и дебитометрии. Этот пласт был вскрыт только скважинами I группы, в них зафиксировано низкое текущее пластовое давление (см. рис. 1, а). В тех скважинах, где он коллектором не является, отмечаются высокие давления, соответствующие давлению в слабопроницаемой толще. Следовательно, хорошей связи эти скважины с флюидоподводящей средой (пласт 1) не имеют, поэтому они отнесены ко II группе. На рис. 3 показан пример такой скважины.
Вышележащая толща баженовской свиты (слабопроницаемые, пласт 2) может быть представлена как сочетание слабо- и непроницаемых (или практически непроницаемых) пород. Выше отмечалось, что эта толща является гидродинамически связанной и подпитывающей нижележащую флюидоподводящую среду.
На рис. 3
показана также схема основных фильтрационных потоков в двухпластовой системе и
отборов нефти из нее двумя группами скважин. Из слабопроницаемой толщи (пласт
2) осуществляется приток к скважинам II (
) и I
(
) групп. Кроме
того, из слабопроницаемой толщи происходит отток 
в нижележащую среду (пласт 1). По пласту 1
к скважинам I группы происходит приток, равный сумме
объемов нефти, перетекшей из пласта 2 (
), и флюида (
), отбираемого из флюидоподводящей среды.
Выводы
1. На основании анализа изменения текущих пластовых давлений подтвержден вывод [2] о том, что залежь нефти в баженовской свите в пределах опытного участка является единой гидродинамической системой.
2. Коллектор баженовской свиты следует определять как слоисто-неоднородный трещинно-поровый. Он состоит из флюидоподводящей и аккумулирующей сред. Флюидоподводящими также являются, но в меньшей степени отдельные прослои и трещины внутри слабопроницаемой толщи.
3. Текущее пластовое давление в аккумулирующей среде более высокое, чем во флюидоподводящей. За счет сформировавшегося в процессе разработки перепада давления между двумя средами происходит переток из аккумулирующей среды в расположенную ниже флюидоподводящую.
Различие давлений между двумя сообщающимися средами объясняется тем, что переток из слабопроницаемой толщи во флюидоподводящую не компенсирует отбор, производимый из последней.
4. Небольшое количество нефти, отобранное за все время опытно-промышленной эксплуатации на исследуемом участке Салымского месторождения, вызвало существенное снижение пластового давления как во флюидоподводящей, так и в аккумулирующей среде.
Падение пластового давления на отдельных участках месторождения до 10-12 МПа и ниже приводит к изоляции этих участков от окружающего пласта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Медведский Р.И., Светлов K.B. Строение залежей нефти баженовской свиты по данным промыслово-геофизических исследований скважин,- СНТ ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1985,с 107-111.
2. Определение гидродинамической модели залежи и типа коллектора Салымского месторождения / И.Д. Умрихин, С.Г. Вольпин, Н.И. Днепровская и др.- Нефтяное хозяйство, 1984, № 6, с. 33-38.
3. Толстолыткин В.П., Зубарев Б.Н. Промыслово-геофизические исследования скважин.- Нефтяное хозяйство, 1984, № 6,с. 38-43.
Рис. 1. Карты изобар по флюидоподводящей среде (а) и слабопроницаемой толще (б).
Скважины: 1 - вскрывшие флюидоподводящую среду, 2 - не вскрывшие ее, 3 - не исследованные (в числителе - номер скважины, в знаменателе - текущее пластовое давление на 1/1 1985 г.; 4 - изобары, МПа; 5 - накопленный отбор; 6 – зоны разгазирования нефти в пласте
Рис. 2. Преобразованные КВД в скважинах I и II групп (скв. 554 относится к I группе)
Рис. 3. Схематическая модель пласта-коллектора баженовской свиты.
Породы: 1 - непроницаемые, 2 - слабопроницаемые, 3 - проницаемые; I скважины первой группы, вскрывшие флюидоподводящую среду, II – скважины второй группы, не вскрывшие ее