23.2 Учет геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов в процессе проектирования разработки

При изучении Ярино-Каменноложского месторождения учитывались прямые, геофизические, гидродинамические и геолого-промысловые методы получения геолого-промысловой информации. Большое внимание при обобщении и интерпретации уделялось прежде всего графическим способам, меньшее — количественной оценке геолого-промыслового материала как при подсчете запасов, так и при проектировании разработки.

В начальный период разбуривания месторождения изучались в основном пласты терригенной толщи нижнего карбона. Были ус­тановлены три продуктивных пласта Б₁, Б₂, Б₃; пласт Б₁ тульского возраста, пласты Б₂ и Б₃ — бобриковского. Все три пласта представлены песчаниками, алевролитами, с прослоями глинистых пород. По данным лабораторных анализов керна пористость пород изменяется от 2 до 23,5%, проницаемость — от 0,0001 до 2,370 мкм². Гидропроводность по предварительным данным колебалась от 20 до 700 (мкм²*см)/(мПа*с). Бурением уже первых разведочных скважин была доказана значительная фациальная изменчивость пород, их неоднородность. Коэффициент расчле­ненности в некоторых скважинах достигал 7—8, а коэффициент песчанистости всего лишь 0,2—0,4. Вязкость нефти в пластовых условиях составляла всего 0,90мПа*с, что гораздо ниже вязкости воды (1,4-1,6 мПа*с). Пластовое давление равнялось 17,0МПа, а давление насыщения 16,1МПа, т.е. разница между этими величинами минимальная. Разработку залежи предстояло проводить при условии снижения как пластового, так и забойного давлений значительно ниже давления насыщения. Это затрудняло решение вопросов проектирования разработки.

Установление гидродинамической связи между пластами, а также выявленные геолого-промысловые особенности послужили ос­нованием для их совместной эксплуатации, т.е. для выделения здесь одного эксплуатационного объекта. Интерпретация и учет всех геолого-промысловых материалов позволили для разработки данного объекта эксплуатации рекомендовать систему с поддержанием пластового давления путем законтурного заводнения. Сис­темы разработки с разрезанием залежи на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин были отвергнуты как непригодные для месторождений данного типа. В пределах Яринской площади было запланировано шесть рядов добывающих скважин, общее их число составило 114, нагнетательных — 20. Размещение добываю­щих скважин было утверждено по сетке 400X400 м. В пределах Каменноложской площади проектом было запланировало размещение 110 добывающих скважин в пяти рядах по сетке 600Х450 м. Число нагнетательных скважин, размещаемых за внешним контуром нефтеносности, составило 21. Закачку воды планировалось осуществлять совместно во все продуктивные пласты.

Рис. 54. Геологический разрез продуктивных отложений терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения.

Известняк: 1 – нефтеносный, 2 – водоносный; песчаник: 3 – газоносный, 4 – нефтеносный, 5 – водоносный; 6 – глины.

В процессе дальнейшего изучения месторождения была установлена промышленная нефтеносность башкирско-намюрских и турнейских отложений (рис.54). Башкирско-намюрские продуктивные отложения представлены светлыми и коричневато-серыми известняками, окремнелыми, с редкими прослоями доломитов известковых конгломерато-брекчий. В башкирских отложениях выделяется пласт VI, в намюрских — VII. В пределах Яринской площади прослеживаются оба пласта, которые четко разделяют­ся карбонатно-глинистым пластом. Обе залежи пластового, сводового типа с общим ВНК. В сводовой части Каменноложской площади за счет отсутствия плотного раздела оба пласта сливаются, образуя массивную залежь. Ввиду этого на площади всего месторождения установлен единый ВНК на отметке —1148 м. Этаж нефтеносности 60—65м.

В наиболее приподнятых участках структуры в пласте VI ус­тановлена газовая шапка. Пласт отличается значительной неодно­родностью, здесь зафиксировано от 10 до 14 проницаемых про­пластков, пористость (по керну) изменяется от 1 до 28%. Прони­цаемость колеблется от 0,0001 до 0,7 мкм², среднее значение — 0,087 мкм². Мощность пласта 24 м.

Пласт VII также неоднороден, здесь прослеживается от 1 до 28 проницаемых пропластков. Пористость (по керну) изменяется от 4,9 до 13,3%, проницаемость от 0,0001 до 0,053 мкм², среднее значение — 0,02 мкм². Мощность пласта 22 м.

Глубина залегания пластов 1380—1420м. При их испытании получены дебиты нефти, которые изменяются от 6 до 85т/сут. Пластовое давление —13,7 МПа, давление насыщения —13,2 МПа. Газонасыщенность при контактном дегазировании составляет 123м³/т. На основании этих данных в залежи установлен режим растворенного газа. Нефти описываемой залежи метановые, довольно легкие, плотность в пластовых условиях изменяется от 0,764 до 0,778 г/см³, средняя —0,769 г/см³, средняя плотность нефти в поверхностных условиях равна 0,829 г/см³.

Анализ всех геолого-промысловых материалов по пластам VI и VII позволил объединить их для совместной эксплуатации. Анализ состояния разработки данного объекта эксплуатации подтвердил правильность его выделения.

Турнейские отложения нефтеносны в самой верхней наиболее приподнятой части структуры. Они представлены известняками и доломитами. За счет регионального размыва здесь образовались коллекторы палеокарстового типа. В карбонатных турнейских породах выявлена залежь нефти массивного типа, высотой 50 м. Раздел нефть — вода зафиксирован на отметке —1440 м. Коллекторские свойства известняков и доломитов колеблются в значительных пределах как по разрезу, так и по площади, причем пористость изменяется от 3,8 до 15,4%, а проницаемость — от 0,00001 до 0,12—0,14 мкм². Начальное пластовое давление равно 17,5 МПа, давление насыщения 15,5 МПа. Нефть легкая, сернистая, парафинистая, плотность ее изменяется от 0,817 до 0,833 г/см³ при среднем значении 0,830 г/см³, содержание серы достигает 0,65%, газонасыщенность равна 165 м³/т. Нефти описываемой залежи по своим товарным свойствам сходны с нефтями башкирско-намюрской залежи.

В процессе проектирования разработки этой залежи на основе учета геолого-промысловой информации было предложено выде­лить ее в самостоятельный объект эксплуатации. При разработке вышележащего эксплуатационного объекта (терригенная толща нижнего карбона) во многих добывающих скважинах были приобщены и турнейские отложения. На основании анализа состояния разработки таких объектов был сделан вывод о недопустимости объединения для совместной эксплуатации терригенных и карбонатных пластов.

Таким образом, при проектировании разработки залежей про­дуктивных пластов в разрезе Ярино-Каменноложского нефтяного месторождения и, в частности, при выделении эксплуатационных объектов принималась во внимание в первую очередь, вся имеющаяся геолого-промысловая информация. На месторождениях этого типа учитывались литологические и коллекторские свойства пла­стов, производительность скважин, физико-химические свойства нефти, режимы залежей, гидродинамическая связь пластов, в меньшей степени — соотношения запасов нефти и расстояние между пластами.

Следовательно, получение геолого-промысловой информации на стадии проектирования разработки осуществлялось прямыми, гео­физическими, гидродинамическими, геолого-промысловыми метода­ми. На основе качественной и количественной интерпретации по­лученных материалов было решено выделить в разрезе Ярино-Каменноложского месторождения три эксплуатационных объекта. Расстояние между I и II объектами достигает 250—280 м, а меж­ду II и III — всего несколько метров. Анализ состояния разработ­ки выделенных объектов эксплуатации показал, что их выделение сделано в основном правильно. Кроме того, при решении вопроса о совместной разработке пластов (эффективная толщина 45— 52 м) необходимо в обязательном порядке предусматривать раз­дельную закачку воды в каждый пласт.