Анализ подъема водо-нефтяного контакта на примере залежи I пласта нижнего карбона Мухановского нефтяного месторождения
С.Я. ИЛЛАРИОНОВА, В.А. ГРОМОВИЧ
В тектоническом отношении Мухановское нефтяное месторождение приурочено к восточному Заволжскому продолжению зоны Жигулевской дислокации, к ее северной ветви.
Структура представляет собой асимметричную антиклинальную складку, вытянутую почти в широтном направлении, с крутым северным и пологим южным крыльями (рис. 1). Нефтенасыщенность приурочена к терригенным пластам нижнего карбона (пласты I, II, III, IVa и IVб), залегающим на глубине 2050-2250 м. Коллекторы представлены песчаниками с прослоями глин мощностью 1-5 м. В настоящей статье изложены результаты анализа продвижения ВНК по I пласту.
Первый пласт представляет собой плавающую залежь с ВНК на отметке минус 2030-2031 м, за исключением небольшого участка в районе скв. 77, 78, 107, 108 и 221, где весь пласт практически является нефтяным.
Общая мощность пласта 70-90 м, эффективная нефтенасыщенная мощность от 0 до 40 м.
Средняя проницаемость по мощности пласта распределяется неравномерно. В кровельной части пласта средняя проницаемость около 700-800 миллидарси, в средней части пласта увеличивается до 1300 миллидарси и резко понижается в подошвенной части пласта до 300 миллидарси.
По площади пласта также отмечаются колебания проницаемости. Проницаемость I пласта сводовой части около 1200-1300 миллидарси, равномерно понижается к крыльям структуры до 400-500 миллидарси.
Анализ подъема ВНК проводился на основе всего комплекса электро- и радиометрических работ по старым и новым скважинам, с учетом суммарного отбора нефти из пласта.
Для полного представления литологического строения продуктивной части разреза была построена серия продольных и поперечных профилей.
Благоприятным фактором, способствующим проведению анализа подъема ВНК, является то, что с самого начала разработки и до проведения настоящего анализа на месторождении велось бурение эксплуатационных скважин; вначале на I пласт, затем на II, III, IVa и IVб пласты нижнего карбона и потом на продуктивные пласты девона. Все пробуренные скважины показывают подъем ВНК по мере их разбуривания.
На основании электрометрического материала получена наглядная картина подъема ВНК по всему месторождению (рис. 2). В задачу работы входило определение высоты подъема ВНК на определенную дату.
Для этой цели была составлена карта суммарных отборов нефти из скважин с начала разработки до 1 июня 1958 г., на которой было выделено 14 участков с примерно равными суммарными отборами нефти, на основании которых затем был построен график зависимости величины подъема ВНК от суммарного отбора жидкости из пласта в целом.
Известно, что в условиях водонапорного режима, когда извлекаемая из залежи нефть замещается внедряющейся в пласт пластовой водой, подъем ВНК в значительной степени прямо пропорционален суммарному отбору нефти из залежи.
Поэтому на указанном графике искомая зависимость представляет прямую линию. Так как каждому значению суммарного отбора нефти соответствует определенный момент времени разработки залежи, для прослеживания подъема ВНК во времени на графике параллельно оси суммарных отборов проведена шкала времени разработки.
Поскольку темп добычи нефти менялся с течением времени, шкала времени является неравномерной.
В начале разработки, когда уровень суточной добычи был невысок, большие интервалы времени соответствуют весьма малым суммарным отборам. В дальнейшем, когда темп суточного отбора нефти из пласта увеличился, те же интервалы времени соответствуют уже значительно большим суммарным отборам. Такие графики строились для каждого из 14 выделенных нами участков залежи.
Для определения подъема ВНК по каждому из выделенных нами участков на графики наносились значения ВНК всех скважин участка в абсолютных отметках в зависимости от даты каротажа. Зависимость подъема контакта от суммарной добычи в выбранных координатах, как отмечалось, выражается прямой линией, поэтому по нанесенным значениям ВНК проводим прямую линию, которая выражает характер подъема ВНК в среднем по участку. При этом всегда наблюдается значительный разброс точек, который характеризует особенности подъема ВНК небольшого района внутри выбранного участка.
Построенные графики позволили легко определить положение ВНК на любую дату. В данном случае мы определили подъем ВНК на 1 июня 1958 г., правильность определения подтвердили данные пробуренных скв. 304, 306 и 320 (август -сентябрь 1958 г.) (рис. 3).
В результате анализа, который основной целью ставил выявление современного положения ВНК по I пласту, можно отметить следующее.
Подъем ВНК происходил неравномерно по всему месторождению.
Наиболее интенсивный подъем отмечается в центральной части месторождения на участке, ограниченном скв. 66 на западе, скв. 220 на востоке и скв. 137 на юге. На этом участке ВНК поднялся на 8-9 м.
В западной части месторождения участок, характеризующийся высокими подъемами, ограничен скв. 89 на западе и скв. 235 на востоке. На этом участке ВНК поднялся на 8 м. Такие большие подъемы обусловлены максимальными суммарными отборами нефти и наличием здесь зон высокой проницаемости.
Построенный график зависимости между средним подъемом ВНК и средним отбором нефти на скважину по участкам залежи позволяет сказать, что точки, расположенные ниже средней прямой, характеризуют участки, которые дренировали значительное количество нефти из соседних площадей.
Особенно характерен 6-ой участок, по которому на единицу площади добыто большое количество нефти, а средний подъем ВНК составляет 3 м.
Обратная картина наблюдалась на участках, расположенных выше средней прямой.
Следует отметить, что характер продвижения ВНК тесно связан с литологическим строением залежи на ее различных участках, особенно с неоднородностью пласта по проницаемости.
По вновь пробуренным скв. 316 и 322 (август - сентябрь 1958 г.) было получено начальное положение ВНК, а это указывает на то, что скважины не попали в зону, дренируемую соседними скважинами и, очевидно, что существует еще много участков локального характера, где контакт остается пока еще в начальном положении.
Неравномерное продвижение ВНК объясняется неоднородностью коллекторских свойств пород, слагающих пласт. Это хорошо прослеживается на 5-ом, 6-ом и 7-ом участках.
Неравномерные скорости и направление движения контакта фиксируются целым рядом скважин, например скв. 423 (апрель 1957 г.) показывает контакт на отметке минус 2022 м, а расположенная рядом скв. 278 (июнь 1957 г.) показывает контакт на отметке минус 2026 м, т. е. ниже на 4 м. Скв. 137 (июнь 1957 г.) показывает контакт на отметке минус 2030 м, а расположенная рядом скв. 283 (сентябрь 1957 г.) показывает контакт на отметке минус 2025 м.
Таким образом, разница между датами бурения составляет три месяца, а подъем контакта отличается на 5 м.
Такое различие скорости подъема ВНК, вероятно, зависит от физико-литологических свойств пласта и суммарных отборов нефти.
В начале 1959 г. несколько скважин, пробуренных на нижележащие пласты, подсекли ВНК на южном крыле структуры. В двух из них (162 и 164) фиксируется начальное положение ВНК, в остальных-менее значительный подъем. Это указывает на отставание подъема ВНК на крыльях структуры по сравнению со сводом, где расположены эксплуатационные скважины.
Происходящий подъем ВНК хорошо прослеживается по продольным и поперечным профилям. В результате детального анализа установлено, что глинистые пропластки в нефтяной части имеют линзовидный характер. Принимая во внимание хорошую гидродинамическую связь пласта с водонапорным бассейном, нефть под глинистыми пропластками не будет задерживаться, а будет извлечена эксплуатационными скважинами при достаточном вскрытии пласта.
В результате проведенного анализа по подъему ВНК I пласта при определении остаточных запасов нефти установлено, что коэффициент нефтеотдачи по заводненной части пласта равен 0,66. В процессе дальнейшей разработки можно считать, что коэффициент нефтеотдачи достигнет проектной величины 0,7.
Гипровостокнефтъ
Рис. 1. Структурная карта I пласта нижнего карбона.
1 - изогипсы по кровле 1 пласта; 2 - ВНК на начало разработки; 3 - в числителе номер выделенного участка, в знаменателе - высота подъема ВНК в метрах; суммарный отбор нефти: 4 - от 0 до 100 тыс. т; 5 - от 100 до 200 тыс. т; 6 - от 200 тыс. т и выше.
Рис. 2. Геолого-литологический профиль I пласта нижнего карбона.
1 - нефтенасыщенный песчаник; 2 - водонасыщенный песчаник; 3 - глины; 4 - зона подъема ВНК; 4 - интервал перфорации.
Рис. 3. График подъема ВНК I пласта в процессе разработки.
а - графики: 1 - 11-го участка, 2 - 12-го участка, 3 - 13-го участка, 4 - 14-го участка; б - графики: 1 - 7-го участка, 2 - 8-го участка, 3 - 9-го участка, 4-10-го участка; в - графики: 1-1-го участка, 2- 2-го участка, 3-3-го участка, 4-5-го участка, 5-6-го участка.