УДК 622.276.057(574.14)

О коэффициенте продуктивности нефтяной залежи месторождения Оймаша

Н.И. ТУРОВ, Д.Н. ЕЛЕМЕСОВА (КазНИПИнефть)

Анализ данных по опробованию скважин как в процессе бурения, так и обсаженных выявил определенные закономерности изменения коэффициента продуктивности (Кпр) нефтяной залежи месторождения Оймаша, приуроченной к зоне вторичных коллекторов в гранитном массиве.

Вскрытие коллекторов такого типа сопровождается интенсивной кольматацией, что значительно снижает Кпр или приводит к потере связи «пласт - скважина». В ряде случаев установлено, что хотя при пластоиспытании отмечалась кольматация пласта, а сам он по ГИС характеризовался как практически непроницаемый (скв. 12, 25, 16, 1-Э), при освоении в эксплуатационной колонне из него получали фонтанные притоки. И, наоборот, хотя при пластоиспытании получали флюид (скв. 9, 18, 31) из пластов с чистой околоствольной зоной притока (ОЗП), при освоении в колонне эти объекты вели себя как практически непроницаемые, Кпр при этом снижался более чем в 100 раз (таблица). Можно предположить, что по линии скв. 12, 25, 16 протягивается своеобразная зона, не подверженная «быстрой» кольматации, где отсутствует глубокое проникновение фильтрата бурового раствора и механических примесей в пласт. В прилегающих к этим скважинам участках пласт не успевает кольматироваться, поэтому обычно получают пластовый флюид с буровым раствором. Последующее углубление скважины, как правило, ведется с поглощением промывочной жидкости и практически полной кольматацией пласта.

Наиболее четко выражена зона распространения высоких значений Кпр, приуроченная к сочленениям тектонических разрывных нарушений. По мере удаления от них наблюдается понижение Кпр и при переходе от гранитов к сланцам на этих же отметках его значения уменьшаются в 100-150 раз, что позволяет считать сланцы «покрышкой», способствовавшей сохранению залежи нефти в гранитном массиве. Отмечается достаточно хорошее совпадение зон распространения коэффициента продуктивности пород и коэффициента гидроразрыва Кгр (рисунок), что предопределяет аналогичное распространение зоны вторичных коллекторов. Выявленные условия развития зоны с активными Кпр позволяют целенаправленно вести разведочные работы. Учитывая небольшие размеры залежи, рационально доразведку осуществлять с помощью опережающих эксплуатационных скважин. Первую из таких скважин предлагается заложить в 1500 м на северо-запад от скв. 16. Бурение ее позволит уточнить границы гранитного массива, подтвердить практическую значимость выделенных зон.

Кроме того, подмеченное изменение Кпр, его возможные уточнения при бурении последующих скважин должны быть учтены при проектировании разработки нефтяной залежи. Это важно, поскольку в пределах обширной нефтеносной площади ожидаются скважины с дебитом 2-5 м³/сут.

Таблица

Номер скважины	Интервал пластоиспытания, опробования в колонне, м	Заключение геофизики по проведенному пластоиспытанию	Результат ИПГ, Кпр	Результат опробования в колонне, Кпр	Вид интенсификации притока
9	ИПГ 3752-3786; перфорация 3754-3788	По КВД чистая околоствольная зона, имеются нефтенасыщенные пласты	Приток нефти и бурового раствора, Кпр= 5,23 м³/сут-МПа	Перелив воды и нефти, Qпер=0,5 м³/сут, Кпр= 0,025 м³/сут-МПа
18	ИПГ - 3695-3713, перфорация – 3676-3725	По КВД чистая околоствольная зона, имеются нефтенасыщенные пласты, не перспективен по проницаемости	Приток 370 п. м бурового раствора с нефтью, Кпр= 5 м³/сут-МПа	Незначительный приток нефти, Кпр = 0,035 м³/сут-МПа	СКО с мицелярным раствором, безрезультатно
31	ИПГ - 3646-3684, перфорация - 3652- 3684	По КВД чистая околоствольная зона, имеются нефтенасыщенные пласты	Приток нефти 3,2 м³/чс газом, Кпр= 37,1 м³/сут-МПа	Перелив нефти 2м³/сут Кпр= 0,74 м³/сут-МПа	Перестрел, СКО с ПГДБК, безрезультатно
12	ИПГ - 3723-3770, перфорация - 3720- 3773	По КВД частичная кольматация ОЗП имеются нефтенасыщенные пласты	Приток нефти 9,3 м³/сут, Кпр= 12,7 м³/сут-МПа, потенциальный, при частой ОЗП. Кпр= 24 м³/сут-МПа	Перелив нефти 6-8 м³/сут, Кпр= 0,51 м³/сут-МПа; после СКО с мицелярной обработкой Qн= 248 м³/сут, d_шт= 9 мм. Кпр=27,5 м³/сут-МПа	СКО с мицелярным раствором, фонтан нефти
25	ИПГ 3651-3670; 3700- 3675, перфорация 3652-3700, 3724-3738, 3748-3764	По КВД частичная кольматация ОЗП, имеются нефтенасыщенные пласты	Приток раствора с нефтью, Кпр= 9,9 м³/сут*МПа, потенциальный при чистой ОЗП, Кпр= 11,7 м³/сут-МПа	Фонтан нефти18 м³/сут, d_шт=5 мм, Кпр=3,4 м³/сут-МПа	После воздействия методом переменных давлений и СКО

Рисунок Схема изменения Кпр(А) и Кгр (Б) нефтяной залежи месторождения Оймаша:

1 - поисковые скважины, в знаменателе - Кпр (А) или Кгр (5); 2 - нарушения, выявленные сейсмикой (а), бурением (б); 3 - местоположение опережающей эксплуатационной скважины; 4 - зона кольматации коллектора после вскрытия бурением; 5 - отсутствие зоны вторичных коллекторов; 6 - предполагаемое направление поступления флюида