Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава IX. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ОБВОДНЕНИЯ,
УТОЧНЕНИЕ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ
И ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МОРДОВО-КАРМАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
БИТУМОВ
Важнейшей чертой специализированных организаций по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин является возможность сосредоточения здесь служб и бригад, работающих над задачами отдаленной перспективы. Это наглядно иллюстрируется на примере деятельности Лениногорокого УПНП и КРС по исследованию и опытным работам на залежах пермских битумов, которые позволили сделать определенный шаг в изучении возможности и путей рационального извлечения этого углеводородного сырья.
Общие сведения
В соответствии с перспективными планами объединения Татнефть и ТатНИПИнефть, нефтяникам Татарии в десятом пятилетии предстоит выполнить значительный объем исследовательских и опытно-промышленных работ.
В настоящее время величина запасов битумов в Татарии дискутируется, причем крайние оценки, предлагаемые различными институтами, производственными организациями и отдельными специалистами, отличаются почти на порядок.
Основной причиной подобного положения является специфика решения проблемы разработки месторождений битумов, к которой нельзя подходить аналогично разработке нефтяных месторождений, поскольку оценка извлекаемых запасов по месторождениям нефти опирается на имеющиеся способы добычи нефти, в то время как способы добычи битумов еще не разработаны
Определенный интерес представляют исследования по уточнению условий проведения опытно-промышленных работ на Мордово-Кармальском месторождении, которые значительно изменили представления о возможностях извлечения битумов методами, практикуемыми для обычных и вязких нефтей
Составлена технологическая схема проведения опытно-промышленных работ на Мордово-Кармальском месторождении би-гумов.
Работами Казанского государственного университета были обобщены все выполненные ранее исследования по изысканию, изучению характера размещения и формирования залежей битумов в пермских отложениях Волго-Уральской области
130
Несмотря на значительные объемы бурения, лабораторных исследований коллекторских свойств пород и их битумовасы-щенности, физико-химических свойств самих битумов, остаются неясными следующие вопросы:
1) характер распределения в пласте битума и подстилающей его воды,
2) методы определения битумонасыщенной мощности коллекторов по промыслово-геофизическим данным,
3) определение кондиционных значений основных параметров, характеризующих битуминозный коллектор с точки зрения, его эксплуатации.
В основу технологической схемы (строение и характер залежи, методы строительства скважин, способы разработки и воздействия на залежь) были положены принципы аналогии с разрабатывающимися залежами нефти повышенной вязкости.
В частности
1) при максимальных отметках кровли залежи на ее куполах (60—65 м) * предполагалась единая плоскость водонефтяного (водобитумного) контакта на отметке 42 м с переходной зонойг в интервале отметок 42—32 м,
2) разбуривание скважин для проведения теплового воздействия (закачки пара и создания внутрипластового движущегося фронта горения) осуществлялось построением пяти-, семи- и девятиточечных элементов с эксплуатационными скважинами по углам квадрата, инжекционной в центре и контрольными — между эксплуатационными и нагнетательными скважинами,
3) предусматривались обычные способы крепления нагнетательных скважин без учета теплового воздействия, повышенной величины гидравлических сопротивлений для высоковязких битумов и меньшей устойчивости пород на небольших глубинах,
4) предполагалось достижение выработки до 60% геологических запасов закачкой пара.
При последующих испытаниях снважин на приток (с забоями на 15—20 м выше предполагаемой отметки водобитумного контакта) и при воздействии на пласт была обнаружена высокая обводненность продукции скважин (более 85%) и ряд других особенностей горно-геологической и эксплуатационной характеристики залежи, осложняющих достижение показателей разработки, заданных технологической схемой
Исследование характера обводнения пластов и скважин
Мордово-Кармальское месторождение битумов расположено в бассейне р Шешмы на западном склоне Южного купола Татарского свода Залежь приурочена к терригенным отложениям шешминского горизонта уфимского яруса пермской системы, за-
* Все абсолютные отметки настоящего раздела даются со знаком плюс
6* 131
летающим на глубинах 60—120 м от поверхности. Продуктивные песчаники перекрываются «покрышкой» малопроницаемых лин-гуловых глин мощностью от 7 до 15 м и более.
В битумах Мордово-Кармальского месторождения отсутствуют легкие бензиновые фракции. Их состав представлен в основном смолами и асфальтенами с высоким содержанием "беры. Исследование показало, что продукция месторождения наиболее пригодна для битумного производства и может быть использована в качестве сырья нефтебитумными заводами.
Примыкающее с севера Сарабикуловское месторождение, согласно [44], вводилось в пробную эксплуатацию группой скважин в 1943—1944 гг., однако вследствие высокой обводненности продукции пластовой водой (среднесуточный дебит одной скважины составлял до 30 кг нефти и до 1 т воды) эксплуатация его была прекращена.
Мордово-Кармальское месторождение с 1972—1973 гг. разбуривается Лениногорским УПНП и КРС для проведения опытно-промышленных работ по извлечению битума. По состоянию на 1.1.1976 г. здесь было пробурено 55 снважин.
Согласно данным предварительно проведенного структурно-поискового бурения, мощность терригенных отложений, в той или иной степени содержащих битум, достигает 40—45 м.
На основании обработки керна, извлеченного при бурении структурно-поисковых скважин, предполагалось, что до 20—25 м кровельной части продуктивный горизонт (выше абсолютной отметки 42 м) имеет сплошное интенсивное насыщение битумом, ниже он содержит наряду с битумом свободную воду до максимального водонасыщения в подошве горизонта.
Однако уже первая серия опытно-эксплуатационных скважин, вскрывших кровельную часть продуктивного горизонта (6—10 м от его кровли) IB вершинах куполов, подобно опытным эксплуатационным скважинам Сарабикуловского месторождения, дала при их освоении высокообводненную продукцию.
Большинство скважин на залежи было пробурено до кровли пласта долотом диаметром 214 мм, «а эту глубину опущена и зацементирована до устья 168-мм эксплуатационная колонна. Продуктивный пласт вскрывался из-под башмака колонны открытым забоем.
Были проведены дополнительные исследовательские работы для уточнения характера обводнения скважин и особенности размещения в залежи свободной воды.
Исследования включали:
а) определение наличия сообщения забоев снважин с водоносными горизонтами, перекрытыми обсадной (эксплуатационной) колонной по негерметичному кольцевому пространству;
б) выяснение вероятности обводнения скважин за счет возможной проницаемости самой «покрышки» лингуловых глин,
132
разделяющих продуктивный пласт от вышележащего водоносного горизонта («среднеспириферовый известняк»);
в) оценку возможности попадания воды в призабойную зону коллектора при бурении из ствола скважины-;
г) исследование возможности проникновения воды в скважину по трещинам в породах из водоносных пластов, залегающих ниже предполагаемого ВБК (йиже отметки 42 м);
д) изучение битумоводонасыщения пород в разрезе продуктивного горизонта по кернам и геофизическим данным для определения существования свободной воды в -пласте выше отметки 42 м.
Качество разобщения продуктивного горизонта и вышележащих отложений по кольцевому пространству определяли цемен-томерами (акустические и ГГК.) по стандартной методике, по методике задаваемых изменений давления в скважине (методика ВНИИГИС), а также записью опытным прибором «Звук-2» конструкции Всесоюзного научно-исследовательского института ядерной геофизики (ВНИИЯГ).
Исследования показали, что в большинстве скважин кольцевое пространство между продуктивным коллектором и ближайшим по разрезу водоносным горизонтом (интервал малопроницаемой «покрышки» лингуловых глин) имеет, по заключению геофизических служб, хорошее сцепление цемента с колонной.
На смв. 5, 6, 105, 2, 134 после цементирования колонны и освоения тартанием (получен интенсивный приток воды) закачивали IB призабойную зону открытого ствола определенный объем (4—6 м3) высокоминерализованной воды с прослеживанием поглотивших ее интервалов импульсным нейтрон-нейтронным методом (ИНЫМ). На всех скважинах после закачки концентрированных рассолов аномалий выше башмака колонны не обнаружено.
Для проверки предположения о проникновении воды в скважины из ближайшего вышезалегающего водоносного горизонта («среднеспириферовый известняк») непосредственной фильтрацией через пласт лингуловых глин проведены специальные работы при строительстве эксплуатационной скв. 173 и нагнетательной — 23.
Скв. 173 пробурена до глубины 72 м, причем в интервале 70—72 м — с отбором керна, после чего выполнена электрометрия по стволу. Было установлено, что ниже водоносного горизонта «среднеспириферовый известняк» .пройдено 5 м лингуловых глин, а еще 3 м этой «покрышки» над продуктивными песчаниками остались невскрытыми. Спустили обсадную колонну на глубину 72 м и зацементировали. После затвердевания цемента, опрессовки колонны и определения качества цемента за колонной разбурили цементную пробку на забое и с отбором керна прошли интервал 72—73 м в пласте глин. Осушили скважину тартанием и проверили, есть ли приток. Его не оказалось,
133
что указывало как на качественный тампонаж колонны, так и на отсутствие фильтрации через глины из перекрывающих и под-етилающих отложений. При вскрытии бурением (с раствором на нефтяной основе) и испытании на приток 6-метровой кровельной части продуктивного горизонта был получен интенсивный приток высокообводневной продукции.
При разбуривании девятиточечного элемента для закачки пара (четыре эксплуатационных, четыре контрольных и центральная паронагаетательная скважины) забой центральной скв. 23 был установлен в пласте лингуловых глин, в 2 м выше кровли продуктивных песчаников. Отложения, залегающие выше перекрывающего глины 'водоносного горизонта «среднеопириферовыи известняк», перекрыты обсадной колонной. Затем через указанный водоносный горизонт из скв 23 была закачана оторочка индикатора (раствора СаС12) с прослеживанием уровней жидкости в окружающих скважинах и регистрацией подхода оторочки за колоннами скважин ИННМ. В подавляющем большинстве екважин (на 7 из 8) уровень в процессе закачки и продавки ©торочки не изменился, что говорит в пользу герметичности «покрышки» и кольцевого пространства за колонной этих скважин. Выход жидкости за колонной на поверхность был зарегистрирован лишь по скв. 27, что свидетельствовало о некачественном цементировании в ней колонны.
Для сопоставления химического состава воды, извлекаемой из опытно-эксплуатационных скважин, с водами горизонтов, перекрываемых обсадной колонной, за контуром битумной залежи пробурена гидрогеологическая скважина с испытанием всех водоносных горизонтов на приток в процессе бурения.
Согласно данным ТатНИПИнефти, воды, отбираемые из опытно-эксплуатационных скважин, относятся к содовому типу и в сравнении с водами вышезалегающих горизонтов содержат значительно большее количество органического вещества (43,6— 53,4 мг/л против 14,6—20,7 мг/л) и сероводорода (до 350 мг/л), что свидетельствует о длительном контакте этих вод с залежью.
Обводненность продукции скважин водой, поглощенной при-забойной зоной из бурового раствора или промывочной жидкости оценили при строительстве скв. 8 Южного купола.
Скважина пробурена с установлением забоя на 2 м выше подошвы «покрышки» глин. Спущена и зацементирована обсадная колонна. Глинистый раствор в стволе скважины промыт нефтью; при циркуляции промывочной жидкости на нефтяной основе отобраны пробы на содержание воды — оно колебалось в пределах 5—10%. Вскрыли 2 м «покрышки» глин и 4 м продуктивного -пласта гари незначительном возможном поглощении с отбором проб жидкости на содержание воды, содержание воды по трем пробам составило 7,2; 8,8, 6%. Испытали скважину на приток тартанием желонкой После извлечения раствора на нефтяной основе из скважины оттартали около 5 м3 воды (при
134
максимально возможном содержании воды во всем использованном буровом нефтяном растворе 150—200 л).
На основании результатов проведенных исследований сделан вывод, что поступление вод из верхних горизонтов не может являться основной причиной массового обводнения продукции скважин, вскрывающих продуктивный горизонт в его кровельной части.
Для оценки наличия и величины вертикальной сообщаемости забоев опытно-эксплуатационных скважин с водоносными отложениями, залегающими ниже предполагавшейся отметки водо-битумного контакта (+42 м), проведена «сбойка по воздуху» скважин, вскрывших кровлю горизонта, со специальными скважинами, пробуренными с разбуриванием заведомо водоносных подстилающих отложений.
Предполагалось, что если высокая обводненность продукции скважин объясняется поступлением воды по трещинам из нижезалегающего горизонта, то обратное движение воды (воздуха) при их нагнетании будет в основном происходить по тем же наиболее проницаемым каналам, и в стволах скважин, вскрывших открытым забоем водоносные слои, приток будет регистрироваться в интервале этих водонасыщенных пластов, а не в продуктивной части разреза.
Закачку воздуха с этой целью проводили в сив. 4 с открытым забоем в интервале отметок 53—59 м. Прорыв пластовых флюидов и воздуха прослеживали в стволах (открытых в интервале отметок 25—60 м) скв. 7 и 5, расположенных соответственно в 38 и 70 м от скв. 4.
Воздух закачивали при устьевом давлении 19—20 кгс/см2. Через 40 мин закачки на этом режиме в ближайшей к нагнетанию скв. 7 был отмечен прорыв пластовой жидкости (вода с пленкой нефти), а затем воздуха. Для исследования интервала притока применили комплекс промыславо-геофизических методов, включающих гаммаплотностномер, термодебитомер СТД-2, электротермометр ЭТСМ и аномальный термометр. Все составляющие комплекса методов показали полную сходимость результатов. Несмотря на вскрытие в этой скважине заведомо водоносной части залежи, прорыв произошел в интервале отметок 52,7—56,7 м.
Однако возможность развития обводнения из нижележащих отложений по трещинам при режиме отбора из опытно-эксплуатационных скважин все-таки нельзя было исключить, основываясь лишь на информации, полученной на режиме закачки в эти скважины.
В связи с этим на окв. 14, вскрывшей продуктивный горизонт в интервале отметок 70—24 м и обсаженной до забоя, провели закачку в водоносную зону (в интервал отметок 58— 55 м) 9 м3 раствора флюоресцеина (в концентрации, способной интенсивно окрасить до 400 м3 воды), перекрыли цементным мо-
135
стом интервал перфорации и испытали кровлю пласта в интервале отметок 70—67 м. При испытании отмечен слабый приток воды (без признаков индикатора) и вязкого битума
Против предположения о массовом обводнении скважин из нижних, заведомо водоносных горизонтов по трещинам свидетельствуют также низкая проницаемость высококарбонатных песчаников в подошве продуктивного горизонта, переслаивание их с глинами и состав отбираемых вод Повышение содержания в последних органического вещества и сероводорода обусловлено длительным контактом вод с битумной залежью, будучи подтянуты из нижних горизонтов при освоении скважин, они не успели бы приобрести подобный состав
Исключив таким образом возможность существенного участия в обводнении опытно-эксплуатационных скважин посторонних вод, исследование было направлено на выявление зоны со свободным водонасыщением в продуктивном горизонте выше отметки 42 м
Методически это было достигнуто бурением серии скважин (5, 7, 14, 19, 20, 103, 124, 134) ниже указанной отметки с отбором керна и взаимным сопоставлением данных обработки керна, широкого комплекса промыславо геофизических методов и результатов поинтервального испытания разреза продуктивного горизонта на приток
По данным анализа отобранного керна внутри продуктивного горизонта (в той или иной степени битуминозного) выделены три зоны, имеющие существенно различные промысловые и гидродинамические характеристики, что обусловлено, на наш взгляд, процессами формирования и разрушения залежи
Верхняя из зон, мощностью до 10—12 м, представлена песчаниками мелкозернистыми с пористостью 25—32%, проницаемостью до 1,5 Д, насыщенными более чем на 70% от объема пор и на 9—15% от массы породы подвижного битума, имеющего вязкость в пластовых условиях 2—3 тыс сП
Средняя зона, мощностью до 8—12 м, представлена песчаниками с пониженной пористостью (16—25%) и проницаемостью (120—150 мД), с повышенной карбонатностью (до 14—16% по сравнению с 3—6% для верхней зоны), насыщенными плотным бит\мом на 3—7% от массы породы и на 40—60% от объема пор
Нижняя зона представлена переслаивающимися с глинами высококарбонатными (до 27%) песчаниками, содержащими нетекучий битум до 1,0—1,5% от массы породы, с пористостью менее 15%, малопроницаемыми, водоносными
В процессе бурения в пределах верхней высокопродуктивной зоны, в том числе в самой ее кровле, были отмечены прослои с пониженной битумонасыщенностью и сделано предположение об их возможной водоносности
136
Ввиду слабой сцементированности пород верхней зоны вынос керна не был полным и значительная часть образцов при экстра гировании рассыпалась Предположение о несоответствии структуры извлеченных образцов первоначатьному состоянию снижали надежность информации об их насыщении
Более высокое положение ВБК (отметка 48 м и выше) хорошо согласуется с геофизическими материалами и данными поинтервального испытания скважин
Скв 5 вскрыла кровлю (продуктивного пласта на глубине 73 м Эксплуатационная колонна была спущена с перекрытием 2,5 м кровельной части песчаников и зацементирована Испытание пласта при углублении забоя до 78 м дало слабый приток вязкого битума с невысокой обводненностью В дальнейшем ствол был углублен до 104 м и после проведения комплекса промыс лово геофизических исследований и установки искусственного забоя на глубине 90 м (отметка 43 м) скважину эксплуатировали глубинным насосом, извлекая до 1 м3/сут воды с пленкой нефти После вторичного цементирования ствола IB интервале 84—90 м скважина дает 0,25 м3/сут при обводненности продукции до 30% По характеристике электрического сопротивления и кривой акустического каротажа (прибор «Звук-2»), резкое повышение содержания воды в пласте отмечено ниже глубины 84 м (отметка 49 м)
Скв 14 обсажена до глубины 103 м и зацементирована в кольцевом пространстве до устья Отсутствие сообщения между зонами продуктивного горизонта было установлено записью акустического цементомера и описанными выше исследованиями с закачкой флуоресцеина Испытания на приток каждой из зон проводили последовательными перфорацией, оттартыванием и перекрытием опробованного интервала цементной заливкой Испытаны интервалы 92—94 м, 81—84 м, 69—72 м (соответствующие интервалам абсолютных отметок 44—42 м, 55—52 м, 67— 64 м)
Из двух нижних интервалов получен приток чистой воды, из верхнего — слабый приток вязкого битума с небольшой обводненностью
Граница интенсивного и слабого битумонасыщения (совпадающая с границей существования свободной воды в порах породы) отмечается на кривой кажущегося сопротивления, где характеризуется переходом от сопротивлений, превышающих 150— 200 Ом-м, к сопротивлениям менее 100—150 Ом-м Она подтверждается четким повышением показаний ядерного магнитного каротажа (ЯМК), волнового диэлектрического каротажа (ВДК), кислородного метода, а также приведенной выше характеристикой керна
Четкая дифференциация по кривой кажущегося сопротивления зон, насыщенных битумом и стабоминерализованной водой, в отличие от условий горизонта Д( (в скважинах, где разрез ча-
137
стично промыт подходом контура закачиваемых слабоминерализованных вод), обусловлена отсутствием в порах продуктивной части битумной залежи связанной высокоминерализованной воды, снижающей величину электрического сопротивления нефтяных пластов девона.
Нижняя зона, характеризующаяся малыми значениями пористости, высокой карбонатностью и слабой битумонасыщенно-стью, закономерно отмечается высокими значениями кажущегося сопротивления, низкими показаниями ЯМК и ВДК-
Наличие прослоев с пониженным битумонасыщением в высокопродуктивной зоне регистрировались и ранее в работах Казанского государственного университета (КГУ) по данным разведочных скважин. Однако это не связывалось с потенция тьным увеличением водоносности этих участков. Считалось, что уменьшение битумонасыщения в верхней зоне всегда сопровождается пониженной пористостью коллекторов.
Как показал дополнительный анализ данных обработки керна (выполненных КГУ) по разведочным скв. 73, 75, 78, 80 месторождения Мордово-Кармальского, где в верхней зоне интенсивного битумонасыщения зачастую отмечаются интервалы снижения содержания битума, в большей части скважин это не связано с пониженной пористостью, а, напротив, имеет место в образцах с лучшими коллекторскими свойствами. Известно [9, 22], что мелкозернистые песчаники с пористостью 25% и проницаемостью около 1 Д могут содержать связанную воду в количестве до 25—30%. Поэтому в образцах с пористостью 28—33% при битумонасыщенности, меньшей 70%, правомерно предположить наличие свободной воды.
При экстракции образцов часть из них рассыпалась Поэтому естественно допустить, что при выносе керна в количестве 50— 60% не выносятся при бурении в основном песчаники водонасы-щенных прослоев Действительно, если рыхлые продуктивные песчаники в пласте сцементированы битумом вязкостью 2000— 3000 сП, то водоносные песчаники того же пласта, очевидно, рассыпаются при бурении. В частности, отметим, что из интервала прорыва воздуха в скв 7 керн при бурении не был поднят.
Водоносная характеристика слабобитуминозных прослоев в кровле верхней зоны была показана также с помощью изучения теплофизических свойств кернов.
Основываясь на различии величин характеристик основных термических свойств нефти и воды, были сопоставлены результаты определений по кернам, отобранным при бурении скв. 173, теплоемкости, теплопроводности и температуропроводности пород верхней зоны. При бурении с отбором керна использовали раствор на нефтяной основе Образцы парафинировали и упаковывали в полиэтиленовые мешки сразу после извлечения из керно-отборника. Характерно, что одновременное положительное отклонение всех трех параметров (теплоемкости, температ^ропро-
138
водности и теплопроводности) отмечено лишь в интервалах 65,5—66,2 м и ниже глубины 70,7 м, что соответствует визуально определяемым зонам пониженного насыщения битумом.
При выделении водоносных пропластков в кровельной части продуктивного горизонта были использованы также методы исследований при возбуждении притока (стандартный термометр, СТД-2, К.НАМ, аномальный термометр).
Широкий комплекс геофизических методов по определению интервалов битумоводонасыщения был проведен на скв 134, пробуренной в пределах вершины Северного купола Мордово-Кармальского месторождения. Верхняя зона продуктивного горизонта здесь выделяется в интервале 89—94 м, причем в интервале 89—92 м представлена водоносным песчаником, в интервале 92—94 м — более интенсивно битуминозным. Средняя зона выделяется в интервале 94—98 м, сложена водоносным песчаником. Ниже глубины 98 м до забоя вскрыты высококарбонатные малопроницаемые песчаники.
При выделении интервалов с повышенным содержанием воды информативными оказались стандартный электрический, боковой, волновой-диэлектрический, ядерно-магнитный и акустический методы. Их результаты подтверждают данные испытания разреза путем поинтервальной изоляции.
При сопоставлении материалов исследования обводнения залежи по площади отмечено, что подошва интенсивно битумона-сыщенной зоны, ниже которой горизонт водоносен, в пределах месторождения не располагается (подобно залежи нефти) в горизонтальной плоскости, а повторяет высотные колебания структуры. Так, в скв. 7, 134 и 14, расположенных друг от друга на расстояниях от 0,6 до 1,5 км, эта граница выделена на отметках соответственно 50, 44 и 60 м (при отметках кровли горизонта 61; 50; 71 м).
Охарактеризованные сложные геолого-промысловые условия залежи подтверждают взгляды К. Б. Аширова на особенности геологической обстановки формирования и разрушения месторождений битумов в Среднем Поволжье [2].
Песчаные отложения накапливались на разрушенной эрозионной поверхности в изменчивых условиях дельт. Нефть мигрировала из более глубоко залегающих отложений карбона или девона по тектоническим трещинам, в условиях приповерхностной зоны сравнительно быстро освобождаясь от легких фракций. По системе трещин в залежь поступали из подстилающих горизонтов также напорные сульфатные воды, которые в процессе сульфат-редукции частично перерабатывали углеводороды нефти, создавая вторичный кальцит. Этот процесс сопровождался осмолением, осернением, уплотнением нефти с освобождением части пространства пор для заполнения компенсирующим количеством воды Образование вторичного кальцита приводило к уплотнению и снижению проницаемости коллекторов. Находя-
139
щиеся в более близком контакте с подстилающими галогенно-сульфатными отложениями средняя и особенно нижняя зоны залежи испытали наибольшее разрушение В разрушении залежи, находящейся в зоне приповерхностного водообмена, по-видимому, принимали активное участие грунтовые воды В частности, и в настоящее время изменения величин пьезометрических уровней вод залежи и протекающей на поверхности речки взаимосвязаны
Результаты исследований, выполненных УПНП и КРС на Мордово-Кармальской залежи, сводятся к следующему
1) обводнение большинства опытно-эксплуатационных скважин Мордово-Кармальского месторождения происходит водами, принадлежащими битумной залежи Высокое обводнение продукции скважины указывает при этом на наличие прослоев со свободной водой в пределах ствола, вскрытого для эксплуатации,
2) границы зон свободного водонасыщения по мощности не имеют единой высотной отметки по залежи,
3) при общей для залежи закономерности повышения содержания воды в поровом пространстве от кровли к подошве, в кровельной части зоны интенсивного насыщения битумом отмечаются прослои со свободной водой,
4) в битумонасыщенных песчаниках с пористостью 28% и проницаемостью 0,5 Д вода становится подвижной, по-видимому, при содержании ее в порах уже около 20% При содержании воды свыше 30% от объема пор песчаники отдают только воду,
5) существующие тромыслово-геофизические методы исследования нефтяных смважин применимы для качественной интерпретации интервалов битумоводонасыщения в скважинах месторождений, подобных Мордово-Кармальскому
Изучение особенностей проведения и некоторые результаты работ по изоляции вод
Проведение опытных водоизоляционных работ на скважинах Мордово-Кармальского месторождения битумов преследовало следующие цели.
1) поингервальное опробование отдельных зон (прослоев) в разрезе скважин на величину и состав притока,
2) определение оптимальных величин притоков битумной нефти по скважинам без применения средств воздействия,
3) исследование возможности применения для этих условий существующих технологических схем изоляции вод в нефтяных скважинах,
4) оценку минимальной мощности продуктивного интервала, изолируемого от водоносных прослоев существующими методами при механизированной эксплуатации скважин (без применения закачки теплоносителей)
140
На Мордово-Кармальском месторождении в пробной эксплуатации штанговыми насосами до изоляционных работ находилось^ 14 скважин, из которых лишь ОКБ. 3 и 174 работали с невысокой обводненностью (до 40%), 'подавая 150 л/сут битума. Продукция остальных механизированных скважин была обводнена от 85 до 100%.
Из существующих схем изоляции были применены
цементирование (с избыточным давлением и без него) на водной основе,
цементирование под давлением на углеводородной основе,
закачка гипана с предварительной оторочкой высокоминерализованных чвод;
закачка растворов синтетических смол ТСД-9 и ГТМ (гидрофобный тампонажный материал).
Изоляционные работы были проведены в скв 1, 2, 6, 7, 152, 105, 19, 20 для ограничения водопритока и оптимизации работы этих скважин, в скв. 14, 124, 134 — с целью поинтервального опробования разреза для подтверждения результатов геофизических исследований и обработки керна
По результатам проведенных работ определено, что из существующих методов ограничения притока воды, поступающей из подошвы пласта, может быть применено забойное цементирование растворами на водной основе, для изоляции верхних водоносных прослоев с высокой приемистостью — цементирование под давлением суспензиями на углеводородной основе (дизтоп-ливо).
Опытные работы по изоляции подошвенных и пропластковых вод закачкой водоцементмых и ооляроцементных суспензий на скв. 1, 2, 5, 6 заметно улучшили их работу. Для условий верхней зоны продуктивного горизонта на Мордово-Кармальском месторождении притоки битумной нефти из пластов, изолированных от смежного водоносного коллектора, составляют от 0,03 до 0,5 м3/сут (при мощности продуктивной части пласта от 4 до 10 м).
Необходимо подчеркнуть, что ограничить приток воды удается лишь при полном отключении водоносных зон или локально обводненных высокопроницаемых прослоев
Изоляция локальных водолосных прослоев необходима при эксплуатации битумных скважин без применения средств увеличения подвижности битума либо если использование обособленных водоносных прослоев для продвижения вводимого агента нецелесообразно (например, при закачке растворителя, во избежание оттока теплоносителя по высокопроницаемому водоносному слою за контур нефтеносности и т д ).
При проведении опытных работ цементированием не удалось изолировать от прилегающих водоносных зон продуктивные прослои мощностью менее 4 м и устранить приток воды из интен
14)
сивно битумонасыщенных интервалов с зонально (равномерно) повышенным водосодержанием
Попытки применения для изоляции вод существующих полимерных композиций (гипан, смолы) не дали обнадеживающих результатов. Это может быть обусловлено специфическими условиями залежей — низкой минерализацией воды, пониженной пластовой температурой (6—8° С), относительно высоким давлением приемистости (близким к горному или превышающим его) Последнее обусловливает разрывный характер закачки и малоэффективный уход легкофильтрующегося полимерного материала по трещинам
Применение полимерных материалов для селективной изоляции пор, содержащих воду в зоне равномерного насыщения битумом, нерационально, так как замещение полимером воды в порах и закупорка этих пор может до минимума снизить проницаемость коллектора и исключить возможность применения тепловых методов (имеется в виду, что в зоне залегания свободной воды находится уплотненный нетекучий битум).
Особенности проведения некоторых мероприятий по интенсификации разработки залежей битумов
В 1972—1975 гг. Лениногорским УПНП и КРС было пробурено на Мордово-Кармальском месторождении более 50 эксплуатационных, нагнетательных, контрольных и других категорий скважин, около 30 из них опробовано тартанием, на 14 сюважи-нах испытан механизированный отбор жидкости штанговыми насосами, на 8 эксплуатационных скважинах выполнены паротеп-ловые обработки и осуществлена попытка создать площадное тепловое воздействие закачкой пара через нагнетательную скв 4, являющуюся центральной для квадрата 100ХЮО м на Северном куполе месторождения
В процессе проведения работ выявлены особенности, осложняющие эффективное проведение разработки приповерхностных залежей битумов
Наряду с высокой вязкостью битумов, сложность их извлечения обусловлена неравномерным размещением по площади и мощности участков с различной степенью и характером разрушения, обводнения, плотности и проницаемости коллекторов, значительным различием физических свойств битума даже в пределах одного участка.
Достаточно сказать, что при равной мощности вскрытия однотипного пласта (зоны) скважинами притоки воды по составу и дебиту различаются в широких пределах от почти безводных до чистой воды, от почти полного отсутствия притока до десятков кубометров в сутки (ери максимальной обводненности)
Применительно к скважинам, давшим притоки чистой воды (или воды с пленкой битумной нефти) при вскрытии равных по
142
мощности и сопоставимых по разрезу интервалов пласта, различие в величине притока, по-видимому, характеризует разный характер обводнения коллекторов в этих интервалах
При малых притоках это может означать, что вскрытый интервал имеет интенсивное насыщение битумом повышенной вязкости и равномерно насыщен водой при критическом ее содержании в порах (20—30%). Такое содержание достаточно для подвижности воды при высокой пористости коллектора, но недостаточно для обильной фильтрации (притока) вследствие преимущественного насыщения коллектора вязким битумом. Слабые притоки воды могут быть получены также на участке резкого снижения коллекторских свойств пласта (ввиду локальной кальцитизации) при высоком насыщении пор водой.
Обильные притоки воды связаны с наличием в интервале, вскрытом скважиной, зоны (прослоя) водоносного коллектора с высокой проницаемостью' и максимальным насыщением пор водой.
Различная величина притока битума при равной вскрытой мощности пласта и равной обводненности продукции обусловлена также неравномерностью разрушения залежи, выражающейся в локальных аномалиях вязкости битума, степени вторичной цементации породы и ее коллекторских свойств.
Опытная эксплуатация скважин штанговыми насосами характеризовалась двумя основными осложняющими факторами:
а) повышение сопротивлений трения ввиду сверхвысокой вязкости битумной нефти на отдельных участках залежи затрудняет работу насосов вплоть до полных срывов подачи,
б) низкие дебиты при высокой обводненности продукции в зимнее время приводят к обмерзанию устьев скважин и остановке насосов.
Ввиду высокой вязкости битумов (2000—3000 сП и выше) закачка пара ведется при аномально высоких перепадах давления. Если на других месторождениях, где осуществляется промышленная закачка пара, отношение устьевого давления закачки к гидростатическому (по глубине залегания пласта) составляет около 1, то на Мордово-Кармальском месторождении оно равно 4; закачка пара в интенсивно битумонаеыщенный коллектор при расчетной производительности происходит здесь при устьевом давлении в 20—30 кгс/см2, в то время как величина горного давления для залежи составляет около 17 кгс/см2.
Непосредственно связаны с этой особенностью осложнения надежности крепления скважин при применении паротеплового воздействия
Пониженная плотность и слабая сцементированность осадочных горных пород на небольших глубинах, тепловое воздействие на колонну и кольцевое пространство, величина рабочего давления закачки теплоносителя, превышающая горное,—все это предопределило неприменимость конструкции нагнетательных
143
скважин, рекомендованных при бурении скважин первой очереди ввиду прорыва пара по контакту цемента со стенками скважины и эксплуатационной колонной в интервале «покрышки» залежи. Через два месяца после начала площадной закачки пара в скв. 4 на Северном куполе устьевое давление нагнетания упало с 20 до 12 кгс/см2 и вскоре на окружающих нагнетательных скважинах были отмечены температурные аномалии в водоносном горизонте «среднеспириферовый известняк», перекрывающем «покрышку» залежи.
Высокое давление приемистости по пару исключает (ввиду опасности нарушения герметичности кольцевого пространства) достижение оптимального режима паротепловых обработок эксплуатационных скважин. Закачка пара на пониженном расходе, как показали проведенные обработки (с продавкой 1000—1590т пара в продуктивную часть пласта), не дают существенного эффекта, а потери добычи в процессе проведения паротепловой обработки и в период отбора закачанной воды (сконденсировавшегося пара) делают это мероприятие вообще убыточным.

На главную страницу