К вопросу о необходимости учета фациальной неоднородности в рифовых массивах при проектировании и регулировании разработки нефтяных залежей

УДК 551.01

К ВОПРОСУ О НЕОБХОДИМОСТИ УЧЕТА ФАЦИАЛЬНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ В РИФОВЫХ МАССИВАХ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И РЕГУЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ

Аспирант кафедры ГНГ- О.Ю. Савельев

Руководитель - д-р геол. -минералог, наук, проф. А. С. Флаас Пермский государственный технический университет

Проанализировано текущее энергетическое состояние залежи пласта Т+Фм и результаты закачки индикаторов. Установлены закономерности распределения пластового давления и скорости движения фронта закачиваемой воды по площади залежи.

Одним из наиболее сложных, в плане геологического строения и, как следствие, разработки, являются залежи нефти, приуроченные к органогенным постройкам позднедевонского возраста. Основной особенностью турнейско-фаменских резервуаров является их высокая расчленённость, обусловленная резкой фациальной изменчивостью слагающих пород, развитие порово-кавернозных, порово-трещинова-тых и трещинно-кавернозных типов коллекторов.

В данной статье на примере Уньвинского месторождения рассмотрена лишь незначительная часть обширной гаммы проблем, связанных с разработкой залежей нефти, приуроченных к турнейско-фамен-ским отложениям.

Пласт Т+Фм Уньвинского поднятия представляет собой крупную средне позднедевонскую органогенную постройку, которая включает в себя собственно рифовые части (отложения биогенных фаций), а также совокупность сопутствующих фаций рифовой лагуны, рифового шельфа на склонах и надрифового мелководья. Толщина рифоген-ных пород франского и фаменского ярусов достигает на рифовых

вершинах 500-700 м. Породы турнейского яруса на всей площади (за исключением скважины № 118) представлены только отложениями черепетского возраста, со стратиграфическим несогласием залегающими на эродированной поверхности фаменских отложений. Отложения малевско-упинского, гумеровского и частично заволжского возраста размыты. Общая толщина турнейского яруса изменяется от 3 м на рифовых гребнях до 200 м на склонах.

На рисунке приведена карта общих толщин турнейского яруса [1]. Области сокращённых толщин 4-6 м соответствуют повышенным участкам палеорельефа и выделяются в фации рифового гребня, области толщин 8-12 м выделяются на внешнем склоне рифовой структуры, это фации рифового склона, и внутри контура рифового гребня - фации рифовой лагуны. Толщины более 12 м накапливались во впадинах - это либо межрифовые впадины (в районе скважины № 118), либо глубоководные депрессионные фации. Рифовый массив состоит из твердого вол-ноустойчивого каркаса (рифового гребня), построенного из органических известковых скелетов. Рифовые гребни отделяют мелководье лагун от открытого моря. Лагунные осадки состоят из мелкообломочного детрита-продукта разрушения рифовых гребней и мельчайших частиц карбонатного ила. Под влиянием эродирующего действия волн рифовый гребень разрушался, органогенный обломочный материал откладывался на склонах, образуя фации рифового склона.

Рифовые гребни характеризуются низкими ФЕС (незначительная пористость 4—8 %, меньшая нефтенасыщенная толщина), рифовая лагуна напротив характеризуется высокими значениями пористости - 10-14 %, и эффективными нефтенасыщенными толщинами. Сложность разработки подобных залежей связана с тем, что различные фациальные зоны при разработке «ведут» себя различно. Так, например, для лагунных скважин характерны постоянные высокие дебиты (60-100 м3/сут) жидкости, приемистость нагнетательных скважин достигала 1100 м3/сут, скважины рифовых гребней в целом характеризуются более низкими уровнями добычи или приемистостями. В период 1989-1994 гг. вследствие огромной перезакачки (накопленная компенсация достигла 330 %) значительная часть добывающих скважин была остановлена по причине высокой обводненности. Основная часть остановленного фонда была приурочена именно к лагунной части массива.

На рис. 1 приведено сопоставление упрощенной карты изобар и карты общих толщин турнейского пласта. Четко прослеживается следующая закономерность - участки с повышенным пластовым давлением (более 17 МПа) приурочены к рифовым гребням и рифовому склону, а с пониженным - к рифовой лагуне (менее 17 МПа).

Для изучения поведения разнофациальных отложений также был проведен анализ результатов закачки трассирующих индикаторов.

С целью оценки влияния нагнетательной скважины №117 на выработку запасов, контроль за продвижением фронта закачиваемой воды в 2003 г. произведена закачка индикаторов (флуоресцеина). Приёмистость скважины при закачке трассера агрегатом ЦА-320 составила 480 м3/сут при устьевом давлении 100 атм. В результате исследования было подтверждено, что пласты Бб и Т+Фм в нагнетательной скважине сообщаются, посредством негерметичного цементного моста или заколонного перетока. Установлено, что закачка по пластам на момент исследований распределялась следующим образом: 52 % воды уходит в пласт Т+Фм, 48% принимает пласт Бб [2].

Скважина № 117 введена в работу в качестве добывающей в 1984 г. на пласт Т+Фм, в 1988 г. освоена под нагнетание. В 1995 г. переведена на пласт Бб в качестве нагнетательной скважины, пласт Т+Фм был изолирован цементным мостом. За время работы на пласте Т+Фм приёмистость скважины изменялась в широком диапазоне от 20 до 1100 м3/сут.

На приведенном рисунке показаны скважины, работающие на пласт Т+Фм, в которых получен флуоресцеин. Как видно из рисунка, наблюдается резко выраженное направление движения индикатора, на северо-восток от нагнетательной скважины.

Наибольшее количество индикатора получено в скважине №433 (67 %), расположенной в 2,5 км от скважины № 117. Незначительная часть индикатора (2 %) зафиксирована в скважине № 297, которая находится на расстоянии в 2,7 км от нагнетательной скважины. Время первого появления индикатора в скважинах № 433 и 297 составляет 93 и 64 часа соответственно. Время прихода индикатора и его значительная концентрация говорят о наличии однородного фильтрационного канала, обладающего значительной пропускной способностью.

Рис. 1. Карта общих толщин турнейского яруса

Фильтрация меченой жидкости в юго-западном направлении (к скважине № 483) характеризуется более низкой скоростью (время первого появления 141,25 ч). В северо-западном (к скважине №359) направлении движение жидкости происходило с большей скоростью (время прихода 62,83 ч). В обе скважины поступило примерно одинаковое количество воды индикатора, около 15 % от общего объёма в каждую. Скважина № 117 расположена на внутреннем склоне рифового гребня, вблизи лагунной части массива. Сопоставление результатов исследований с имеющейся геологической моделью дало следующие результаты: во-первых, основной объём закачиваемой воды (69 %) дренируется по лагунной части рифового массива; во-вторых, движение закачиваемой воды внутри рифового гребня происходит значительно медленнее. Средняя расчётная приведённая скорость движения по лагуне составляет - 0,05 м/(ч-МПа), по рифовому гребню - 0,02 м/(ч-МПа).

По всей видимости, различные фациальные зоны не просто имеют различные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, но также относительно гидродинамически разобщены между собой. На примере пласта Т+Фм Уньвинского месторождения это проявляется в виде дифференциации пластового давления по площади залежи и различии в скоростях движения закачиваемой жидкости. Данную особенность геологического строения необходимо учитывать при проектировании систем разработки (особенно системы поддержания пластового давления) на новых месторождениях.

Список литературы

1. Совершенствование методов и технологии площадной интерпретации ГИС с целью уточнения геологического строения продуктивных отложений: отчет / А.Л. Храмцов; Пермнефтегеофизика. -Пермь, 1997.

2. Осуществление контроля над продвижением закачиваемой воды методом трассирующего индикатора на тульско-бобриковской и турнейско-фаменской залежах Уньвинского месторождения в районе нагнетательной скважины № 117: отчет / Г.А. Звягин; ЕНИ при ПТУ. -Пермь, 2003.