=*JZ_~ZJr ToT^-J* 2,0, il ,'1ЛЛ Ч~2Л
23901
2,0, =Q^52~^-'^-^OJ9" t-^ - 2,02---------1,2, —
Рис. 6.З. Литологическая карта опытного участка
Условные обозначения приведены на рис. 6.4
454
коллектор 1 группы коллектор 2 группы коллектор 3 группы зона отсутствия коллектора
Рис. 6.4. Схематическая карта опытного участка слабопроницаемых
коллекторов
455
л Таблица б 4
Геолого-физические параметры горизонта Д] и опытного участка 7-го блока Абдрахмановской площади
Наименование параметра Среднее значение параметра
горизонт Д! опытный участок
Нефтенасыщенная толщина, м 16,6 1,21
Средняя пористость, доли единицы 0,201 0,138
Средняя проницаемость, мкм2 0,598 0,0401
Коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы 0,842 0,574
по лабораторным анализам керна. В скв. 24055 значения пористости, определенные по геофизическим исследованиям скважин и средневзвешенная по керну, одинаковы и равны 15,3 %. Однако, по данным лабораторного анализа керна выделяются два прослоя слабопроницаемых коллекторов с общей толщиной 0,5 м, пористостью 20,2 %. В скв. 23463 по данным геофизических исследований скважин значения общей толщины составляют 2,8 м и пористости 17,5 %, а по керну (выше кондиционных значений по пористости) общая толщина — 0,3 м, пористость — 19,3 %. В скв. 24214 по данным анализа керна выявлено наличие двух прослоев ниже кондиционных значений по пористости и проницаемости с общей толщиной 0,8 м и трех прослоев песчаников с общей толщиной 0,6 м, пористостью 19,3 %.
Сопоставление произведения толщин пласта h на коэффициент пористости m (параметр т-Н), определенных по материалам геофизических исследований скважин и лабораторному анализу керна, приведено в табл. 6.5.
Таблица 6.5 Сопоставление параметра m-h по скважинам опытного участка
Метод определения Скв. 24055 Скв. 23464 Скв. 24214 Среднее значение
гис 15,3 49,0 16,0 26,8
Анализ керна 16,4 5,8 11,6 11,3
456
Как видно из табл. 6.5, использование только материалов геофи-зИческих исследований скважин при подсчете запасов нефти в слабо-лроницаемых коллекторах объемным методом приводит к завышению балансовых запасов нефти в 2,37 раза по сравнению с использованием материалов лабораторного анализа керна. Учет кондиционных значений по толщине пласта приведет к дальнейшему снижению числящихся на балансе запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах.
Таким образом, на основании проведенных исследований на опытном участке 7-го блока Абдрахмановской площади установлено, что при вводе в разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов необходимо произвести уточнение геологического строения коллекторов и переоценку запасов нефти на основе материалов лабораторного анализа керна. Выявленная по материалам лабораторного анализа керна геологическая макронеоднородность пласта а, выделенного по результатам геофизических исследований скважин, как слабопроницаемый коллектор, подтверждает сложность геологического строения горизонта fli Абдрахмановской площади и необходимость создания самостоятельного объекта разработки по выработке запасов нефти слабопроницаемых пластов Ромашкинского месторождения.
Материалы лабораторного анализа керна пробуренных скважин выявили наличие трех высокопроницаемых пропластков толщиной 0,15...0,20 м с пористостью 19,3...21,1 % и проницаемостью 0,414...0,616 мкм2, разделенных практически непроницаемыми породами толщиной 0,20...0,25 м и проницаемостью 0,052...0,060 мкм2. По материалам геофизических исследований скважин пласт а выделяется как однородный с толщиной 1,0 м, пористостью 15,3 % и проницаемостью 0,042 мкм2.
Наличие высокопроницаемых пропластков малой толщины, которые не выделяются существующими методами геофизических исследований скважин, объясняет подключение в разработку слабопроницаемых коллекторов, примыкающих к песчаным полям, находящимся под воздействие закачки, и подтверждает возможность эффективной выработки таких запасов нефти заводнением.
Естественно, малая толщина высокопроницаемых пропластков и неоднородность пластов ставят дополнительно более жесткие требования к процессу регулирования разработки слабопроницаемых коллекторов, выбору оптимальной плотности сетки размещения скважин, организации системы заводнения, освоению скважин, нагнетанию во-Ды, качеству закачиваемой воды, методам увеличения нефтеотдачи.
457
На основании выполненных исследований по детализации геОЛо гического строения, оценке возможностей и направлений вовлечеци в разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов Можно выявить типичные случаи их залегания, приведенные на рис. 6.5.
Тип 1 — слабопроницаемые коллекторы залегают в виде отдельных линз среди аргиллитов и вскрыты единичными скважина-ми (пласт а\ — скв. 24215).
Тип 2 — слабопроницаемые коллекторы залегают в виде динз среди аргиллитов, имеют площадное развитие и гидродинамическую связь с соседними скважинами (пласт а2 — скв. 23655, 9)46 14193, 23724 и др.).
Тип 3 — слабопроницаемые коллекторы контактируют с высокопродуктивными коллекторами, в том числе по разрезу — тип 3.1 или по площади — тип 3.2 (пласт а3 — скв. 23463 и пласт а2 — скв. 23463).
Как показывает анализ экспериментальных работ и разработки опытных участков, в настоящее время нет технологий по выработке запасов нефти из слабопроницаемых коллекторов 1-го типа. Приведенные в показателях разработки отдельных площадей Ромашкин-ского месторождения данные о выработке запасов нефти слабопроницаемых коллекторов относятся к запасам коллекторов 3-го типа.
В последние годы проводятся экспериментальные работы по вовлечению в разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов на Абдрахмановской, Альметьевской, Западно-Лениногорской, Южной площадях Ромашкинского месторождения. Как правило, эти работы по выработке запасов нефти слабопроницаемых коллекторов более успешно выполняются на коллекторах 3-го типа. Низкая эффективность работ в коллекторах 2-го типа в основном обосновывается отсутствием технологического обеспечения по организации заводнения (необходимость насосов высокого давления нагнетания до 30,0 МПа и малой подачи до 50,0 м3/сут), низким качеством закачиваемой воды (высокое содержание механических примесей в пресной воде и нефтепродуктов в сточной воде) и экономическими соображениями (высокая себестоимость добычи, отсутствие рентабельности при существующей системе налогообложения).
Как уже было показано, по результатам лабораторного анализа керна слабопроницаемые коллекторы характеризуются неоднородностью по проницаемости и расчлененностью. В результате изучения и анализа материалов по пробуренным скважинам в слабопроницаемых коллекторах можно выделить 4 основных типа пластов в разрезе, приведенных на рис. 6.6.
458
Глубина 24215 (М)
23655 9146 14193
23724 753д
23463
[-1459
Толщина пласта, м Пористость, % 11,3-15,0 16,8-17,6 Проницаемость с ,, ос 0 то с 1 с <-> (мкм2-103) 5'3'35'9 78>5-15'9 24 0,6+0,6+0,6 0,8+1 4 1,8 2Д 16,9 21,4 13 0,4 U+1,6 19,2-16,2 23,7-44,3
10,0 14,3-11,3-14,2 17,9-17,0-8
Глинисто сть 5,3 6,1 Известняки и доломиты -2,9 - 5,5-8,1-5,2 Аргиллит - 1,0 3,5 5,1-3,4
trtrt -ч-м- — — . . Алевролит • • • Песчаник
чо
Рис. 6.5. Типизация условий залегания слабопроницаемых коллекторов
-Ь.
OS
о
Тип!
Тип И
Тип 111
СКВ. 24055 СКВ. 23463 СКВ. 24212
Глубиня,
м по керну поГИС по керну поГИС по керну поГИС
h, м т, % Д|бс, МКМ h, м т, % Кабс, МКМ ь, м т, % %абс> мкм2 h, м т, % Дабе» мкм2 А, м т, % Д]бс; мкм2 А, м т, % Кабс, МКМ
1782- L Q?2 10,7 0,00 1
|ОД5 19,8 0,467|
1783- •0,25 1 0,2 13,7 21,1 0,085 1 , 0 0,616| *'° 15,3 0,042
| 0,2 14,3 0,052 1
Н0,15 193 0,4 14 1 L од 21,0 0,311|
1784- 0,|Ь 9,1 0,011 1 0,2 Р од 18,5 11,4 0,155| u 0,013| ^ 192 0,024
L о,з 8,7 0,00 1| 0,05 21,2 0,44
1785-1786- 0,4 I О-1 0,8 3 0,2 5,9 10,4 8,7 9,3 0,ОООГ 0,000 0,000 0,00 Ш SO.I и5 и 14^ 19Д 12^ 20,0 17,0 0,007 0,297 0,360 0,230 1,0 16,0 0,104
J °3 70 0,01 8|
H 0,3 10,8 0,00 Ш
1787- • 0,3 " o;i 14,9 6,i — 1 1,6 0,00 I п 16^ 0,044
1788- >1,0 >16 >0,1
Рис. 6.6. Типы разрезов
Тип 1 — пласт в разрезе представлен чередованием прослоев высокопродуктивных песчаных коллекторов и аргиллитов или коллекторов с параметрами ниже кондиционных значений по пористости, нефтенасыщенности (пласт а — скв. 24055).
Тип 2 — пласт в разрезе не содержит высокопродуктивные прослои (пласты д2, «з — скв. 23463).
Тип 3 — пласт в разрезе представлен чередованием прослоев высокопродуктивных песчаных коллекторов и коллекторов с параметрами выше кондиционных значений по пористости, нефтенасыщенности (пласт а2 — скв. 24214).
Тип 4 — пласт в разрезе имеет зону слияния с высокопродуктивным песчаным пластом (слияние пластов а3 и б в скв. 23463).
Выделенные типы залегания слабопроницаемых коллекторов и типы разреза позволили уточнить запасы нефти и выбрать технологию вовлечения в разработку этих запасов.
Особенности геологического строения пласта а, неоднородность, снижение пластового давления до 13,0 МПа при начальном по горизонту Д] равном 17,5 МПа, потребовало создания самостоятельной системы заводнения пласта а, отличающейся от принятой в целом по горизонту Д1. С учетом формы и границ распространения слабопроницаемых коллекторов (по геофизическим исследованиям скважин) и расчлененности (по керну), по опытному участку была выбрана комбинированная система заводнения (от очаговой до площадной) при расстоянии между скважинами 250 м.
С учетом расчлененности и неоднородности пласта а при освоении нагнетательных скважин под закачку воды использовались забойные пульсаторы конструкции ТатНИПИнефти. В качестве оторочки применяется 1%-й раствор ПАВ и соляная кислота. Объем закачки оторочки ПАВ и время работы пульсатора определяются в зависимости от снижения давления нагнетания (менее 10,0... 13,0 МПа) на устье нагнетательной скважины. За 3...4 сут работы пульсатора в каждую нагнетательную скважину в среднем закачивается 50... 100 т 1%-го раствора ПАВ типа АФ12. При достижении приемистости нагнетательной скважины необходимого значения, проводится комплекс исследований профилей приемистости и по проверке технического состояния колонны.
В качестве вытесняющего агента на опытном участке слабопроницаемых коллекторов используется высокоминерализованная вода плотностью 1180... 1200 кг/м3 (общая минерализация 60 г/л) из
461
нижележащих горизонтов Дп и Д!У, извлекаемая двумя водозабор, ными скважинами, оборудованными насосами УЭЦН-250.
Эксплуатационные характеристики отдельных нагнетательных скважин опытного участка представлены на рис. 6 7, в том числе зависимость приемистости от давления нагнетания воды на устье скважин, продолжительное время находящихся под закачкой (с 1986 г.), приведены на рис. 6.7, а. На рис. 67, б по двум нагнетательным скважинам приведена помесячная динамика давления нагнетания и приемистости Необходимо отметить, что на указанные параметры существенное влияние оказывали проводимые мероприятия по регулированию отборов (ограничение отбора жидкости), остановки добывающих и нагнетательных скважин по технологическим причинам, на проведение исследовательских работ.
Максимальная приемистость нагнетательных скважин, достигнутая в процессе освоения — 350 м3/сут, в процессе стационарного нагнетания — 130 м3/сут, а максимальное давление нагнетания (на устье), достигнутое в процессе закачки — 21,0 МПа, минимальное давление нагнетания (на устье), при котором отмечена приемистость — 6,7 МПа, максимальное давление, при котором отсутствует приемистость — 11,0 МПа.
В среднем по опытному участку дебиты жидкости 4 м3/сут (максимальные до 20 м3/сут) получены в районе нагнетательных скв. 23653, 14193, 23905, 23724, где были достигнуты наибольшие значения давления нагнетания. Максимальное пластовое давление в зоне отбора 17,0 МПа, минимальное — 11,0 МПа.
Отдельные показатели разработки опытного участка приведены в табл 6.6.
Проведенный анализ разработки слабопроницаемых коллекторов показал:
1 Структура извлекаемых запасов нефти ежегодно ухудшается, и в настоящее время около половины запасов горизонта Д! Абд-рахмановской площади приурочено к слабопроницаемым коллекторам.
2. Коллекторские свойства слабопроницаемых коллекторов по комплексу геофизических исследований скважин значительно хуже, чем в среднем по объекту разработки, в том числе толщина пласта в 14 раз, абсолютная проницаемость в 15 раз и пористость в 1,5 раза ниже средних значений этих параметров по горизонту А-462
40 80 120 Ш НЮ Озак,М3/СуТ
РУСТ, МПа
АС/зак, М3/СуТ
16,0
12,0
8,0
4,0
10
15
20
25
т, мес
Рис. 6.7. Эксплуатационные характеристики нагнетательных скв. 1 и 2:
а — зависимость приемистости скважины от давления нагнетания, б — помесячная динамика закачки и приемистости двух нагнетательных скважин
463
Таблица 6.6 Динамика показателей разработки опытного участка
Показатели Годы разработки
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994
Добыча нефти, тыс. т 06 105 108 11 5 11 9 136 10,8 7,4 6,2 3,7
Добыча жидкости, тыс. т 0,6 10,5 11,6 16,0 ??7 783 77 1 150 140 8,98
Закачка воды, тыс. м3 — 13Q 164 356 1773 693 778 96,9 100 113
Средний дебит, т/сут: нефти жидкость 1,9 1,9 3,8 3,8 3,2 3,4 2,0 2,7 2,2 4,3 2,6 5,4 2,0 4,1 1,4 2,8 1,3 2,9 0,94 2,25
Обводненность, % — — 6,6 27,6 47,5 48,0 48,9 50,7 55,5 59
Темп отбора, % НИЗ 0,3 5,6 5,7 6,1 6,3 7,2 5,7 4,0 3,2 2,0
Накопленный отбор нефти, % НИЗ 01 59 11 7 177 74 1 31 3 371 41 1 444 46,4
3. Для выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов необходима разработка насосных станций с давлением на выкидной линии насоса 15...25 МПа, при подаче его 50...250 м3/сут.
На основании исследований особенностей строения слабопроницаемых коллекторов девонского горизонта и опытно-промышленных работ по испытанию метода повышения нефтеотдачи на 7-м блоке Абдрахмановской площади при проведении метода увеличения нефтеотдачи вышеуказанных коллекторов рекомендуется выполнение следующих основных положений:
1. Проведение тщательного изучения геологического строения слабопроницаемых пластов по геофизическим исследованиям скважин и по лабораторным анализам кернов.
2. Создание самостоятельной системы заводнения объекта по выбранному участку пласта, отличающейся от принятой в целом по пласту с учетом формы и границ распространения слабопроницаемых коллекторов (по геофизическим исследованиям) и расчленен-
464
ности (по лабораторному анализу керна), при этом расстояние ме-л<ду скважинами должно быть не более 250 м.
3. Доведение соотношения добывающих скважин к нагнетательным до единицы, поддержание давления на устье нагнетательных скважин не ниже 20...25 МПа (с учетом достижения увеличения приемистости при забойном давлении 0,9 и более от горного), путем закачки пластовой воды.
4. Бурение и вскрытие продуктивных пластов производить растворами на углеводородной основе, с отбором керна, при за-канчивании скважин необходимо проведение стандартного комплекса геофизических исследований. Вызов притока осуществлять компрессором.
5. Бурение нагнетательных скважин рекомендуется производить только на тот пласт, на который они предназначены. В нагнетательные скважины должны быть спущены обсадные колонны диаметром 168 мм из стали марки «Е» с толщиной стенки 9 мм, цемент за колонной необходимо поднимать до устья скважины. На участках с низкой альтитудой устья скважины рекомендуется спускать промежуточный кондуктор.
6. Добывающие скважины должны вскрывать весь разрез продуктивного пласта, исключая пласты гд площадного распространения. Они должны иметь разбуриваемый "башмак", позволяющий подключить в разработку другие пласты.
7. Для ввода в разработку пластов с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм2 рекомендуется плотность сетки скважин 12... 16 га/скв, использование в качестве вытесняющего агента воды с минерализацией не менее 60 г/л с содержанием взвешенных частиц и органических веществ не более 10 и 15 мг/л, соответственно.
8. Освоение нагнетательных скважин производить с использованием забойных пульсаторов с применением ПАВ и соляной кислоты.
9. Выполненные в 1993 г. работы по обоснованию ввода в разработку основной части слабопроницаемых коллекторов (с толщиной пласта 2 м и более) Абдрахмановской площади показывают, что для их эффективной разработки необходимо дополнительно пробурить 155 нагнетательных и 285 добывающих скважин.
10. Результаты технико-экономических расчетов показали, Что при существующих ценах и налогах на нефть, вовлечение в
30-4654 465
разработку запасов нефти слабопроницаемых терригенных коллекторов Абдрахмановской площади с реализацией нефти на внутреннем рынке является нерентабельным. Только в случае ее продажи на мировом рынке полностью или частично (в соответствии с постановлением СМ № 180 с отменой экспортной пошлины) вовлечение в разработку этих запасов становится рентабельным. Причем годовые затраты средств покрываются суммами реализации на второй или третий год ввода запасов в разработку.
Результаты проведенных исследований по освоению слабопроницаемых продуктивных пластов Абдрахмановской площади раскрывают новые возможности вовлечения в разработку на Ро-машкинском месторождении новых объектов за счет увеличения эффективности разработки их с применением наряду с гидродинамическими методами физических и физико-химических способов воздействия. Представленное направление увеличения охвата пластов заводнением является весьма перспективным не только для месторождений Урало-Поволжья, но и для месторождений Западной Сибири, приближающихся к поздней стадии разработки.
