Гидродинамическая взаимосвязь между отдельными частями залежей в мощных трещиноватых коллекторах
Н. П. ЛЕБЕДИНЕЦ, Э. В. СОКОЛОВСКИЙ, В. Н. МАЙДЕБОР, М. Ф. ПОСТАШ, Г. Ю. ЧЕХОВСКАЯ
В последние годы в Чечено-Ингушетии открыты нефтяные залежи, приуроченные к верхнемеловым трещиноватым известнякам (Карабулак-Ачалуки, Заманкул, Малгобек-Вознесенка и др.).
На основании имеющихся данных (в основном по месторождениям Карабулак- Ачалуки и Заманкул) можно полагать, что главным коллектором и проводником нефти к скважинам является развитая в пределах продуктивных отложений сеть сложно сочлененных трещин(К трещинам относятся также возможные расширения их, в том числе в виде каверн и полостей небольших размеров, т. е. пустоты всех типов, исключая поры самих известняков.) различной раскрытости.
Верхнемеловые известняки, в разрезе которых по электрометрическим данным выделяется несколько продуктивных пачек, хорошо выдерживающихся по площади, имеют большую мощность (300- 350 м). Результаты поинтервальных испытаний скважин и геофизических исследований, а также другие полученные к настоящему времени материалы показывают, что коллекторские свойства отмеченных пачек продуктивных отложений различны.
Ввиду сложного строения залежей большое значение имеет вопрос о сообщаемости по вертикали отдельных частей разреза продуктивных отложений. Решение его сопряжено со значительными трудностями. Практический интерес представляет также изучение эффективности дренирования залежей отдельными скважинами и выявление гидродинамической связи между отдельными их участками.
К настоящему времени верхнемеловая залежь нефти месторождения Карабулак- Ачалуки вскрыта большим числом скважин; в некоторых из них продуктивные отложения испытывались поинтервально (рис. 1). В результате получен необходимый для изучения месторождения фактический материал, анализ которого указывает, что все продуктивные интервалы залежи имеют единый водонефтяной раздел. Начальное пластовое давление в залежи (согласно замерам его в разных частях площади и разреза) может быть принято одинаковым для всего месторождения и равно 350 ат (давление приведено к изогипсе -2000 м).
Анализ данных о пластовых давлениях, замеренных в момент ввода скважин в эксплуатацию (в том числе и при поинтервальных испытаниях их), свидетельствует о том, что они, как правило, всегда были меньше начального пластового давления. Расстояния до соседних эксплуатирующихся скважин при этом составляли 500-3000 м. Во многих скважинах (№ 27, 35, 51, 70, 71, 52, 53, 58, 59, 61, 87, 33а и др.), расположенных на различных участках залежи, начальные пластовые давления были одного порядка с текущими пластовыми давлениями по соседним скважинам, находящимся в эксплуатации.
Сопоставление кривых изменения во времени пластового давления по эксплуатационным скважинам показывает, что на месторождении можно выделить два участка, в пределах которых пластовые давления, замеренные в различных скважинах, близки друг к другу (рис. 2). На этих участках на одну эксплуатационную скважину приходится в среднем 110 и 75 га, что соответствует сеткам скважин 1050 X 1050 м и 870 X 870 м.
Приведенные выше данные свидетельствуют о хорошем взаимодействии между скважинами и эффективном дренировании ими месторождения. Они относятся, как правило, к основной центральной части залежи.
На крыльевых и периклинальных частях месторождения (в том числе на участке Карабулак) из-за снижения проницаемости продуктивных отложений взаимодействие между скважинами и эффективность дренирования ими залежи ухудшаются.
Различие в осредненных значениях пластовых давлений по упомянутым выше участкам месторождения составляет 12-17 ат (см. рис. 2, III). Эти данные свидетельствуют о наличии в залежи некоторого препятствия для перераспределения давления, которое может быть обусловлено, например, тектоническим нарушением (см. рис. 1).
На месторождении Карабулак-Ачалуки коллекторские свойства I и V пачек верхнемеловых известняков очень низки. Поэтому интерес представляет установление гидродинамической связи по вертикали между нижней (VI пачка) и верхней (I-IV пачки) частями разреза. Сложность решения этого вопроса в значительной степени состоит в том, что первые введенные в эксплуатацию скважины (на участке Карабулак) дренировали весь разрез продуктивных отложений и в дальнейшем скважины вводились в эксплуатацию с самых различных интервалов разреза; многие из них вскрывали всю толщу отложений верхнего мела.
Выше указывалось, что на месторождении можно выделить два участка, в пределах которых пластовые давления по эксплуатационным скважинам хорошо увязываются. Из группы скважин восточного участка скв. 26, 27, 29, 30, 54 и 71 дренируют верхнюю часть разреза, а скв. 20а, 51 и 72 - нижнюю часть его и только в скв. 28 вскрыт весь разрез продуктивных отложений. Поэтому можно полагать, что хорошее совпадение давлений по указанным скважинам свидетельствует о наличии здесь вертикальной сообщаемости нижней и верхней частей разреза. Трудно допустить, например, что столь хорошее перераспределение пластового давления могло происходить через скв. 28, в которой дренируется весь разрез продуктивных отложений.
Анализ имеющихся данных показывает также, что понижение пластового давления в VI пачке продуктивной толщи в районе скв. 37 и 43 (соответственно 18 и 13 ат) могло быть обусловлено в основном работой аварийной скв.11, дренирующей с большими отборами верхнюю часть разреза продуктивной толщи.
Поинтервальные испытания продуктивных отложений проводились на месторождении по многим скважинам, расположенным в основном на крыльях и периклиналях структуры. Полученные результаты не противоречат представлениям, согласно которым выделяемые в разрезе верхнего мела пачки известняка гидродинамически связаны между собой. Следует, однако, отметить, что по некоторым скважинам (по скв. 22, 24а и 45) полученные при поинтервальных испытаниях данные могут говорить о затруднительной связи между отдельными интервалами продуктивных отложений, причем необходимо иметь в виду, что эти скважины расположены на крыльевых и периклинальных частях залежи.
Для выявления гидродинамической связи по разрезу исследовалось взаимодействие между скважинами, дренирующими различные интервалы разреза продуктивных отложений, в результате чего можно предполагать наличие такой связи по вертикали между нижней и верхней частями продуктивной толщи, но окончательное заключение сделать затруднительно.
Кроме этого, для выявления взаимосвязи между верхней и нижней частями разреза, а также степени активности приконтурных вод на месторождении проведено специальное исследование, связанное с остановкой почти всех скважин месторождения и последующим вводом в эксплуатацию с повышенными отборами только скважин, вскрывших нижнюю часть разреза. Продолжительность остановки всех скважин месторождения (за исключением скв. 11 и 17, которые не могли быть остановлены по техническим причинам) и последующей эксплуатации с повышенными отборами скважин, дренирующих VI пачку продуктивных отложений, составляла соответственно 10 и 7 дней. В это время по всем скважинам производились необходимые глубинные и поверхностные измерения.
Обработка полученных данных показала, что в период массовой остановки скважин наблюдалось перераспределение давления в объеме залежи и увеличение его в среднем на 2 ат. После ввода в эксплуатацию скважин, дренирующих нижнюю часть разреза продуктивных отложений, по скв. 61, 30а, 23, 54 и 27а, дренирующим верхнюю часть разреза, отмечалось уменьшение пластового давления на 1 - 4 ат (в среднем на 3 ат). При этом необходимо отметить, что указанные скважины расположены в основном на северо-западной части месторождения, где нет скважин с открытым забоем (дренирующих всю толщу продуктивных отложений). По скв. 29, 18а, 19, 30, 69, 71, 34а, 35, также дренирующим верхнюю часть разреза, наблюдалась стабилизация пластового давления или продолжался его рост, но эти скважины расположены на крыльевых и периклинальных частях структуры, характеризующихся худшими коллекторскими свойствами.
Таким образом, проведенное исследование свидетельствует о наличии гидродинамической связи между нижней (VI пачка) и верхней (I-IV пачки) частями разреза (во всяком случае в пределах северо-западной части месторождения).
Помимо указанных исследований, для решения вопроса о наличии гидродинамической связи по разрезу проводились также исследования при помощи радиоактивных изотопов.
При поинтервальных испытаниях скважин в объект, испытание которого закончено, задавливалось 1-2 м3 воды, меченной радиоактивным изотопом, обладающим гамма-излучением и способностью адсорбироваться в призабойной зоне скважины (изотопы Fe59, Zn65 или др.). Общая активность меченой воды составляла от 0,4 до 5 милликюри. При сопоставлении кривой естественной гамма-активности горной породы с кривой наведенной активности делали заключение о герметичности цементного кольца за обсадной колонной скважины. Одновременно в пласт вводилась и оттеснялась от забоя вода, меченная окисью трития. Доза индикатора и объем меченой и продавочной жидкости определялись для каждого интервала закачки в зависимости от его мощности, расстояния до следующего объекта испытания и желаемого радиуса оттеснения индикатора от забоя. Общая активность радиоактивного раствора колебалась от 20 до 55 милликюри, объем меченой жидкости составлял 3,6-10 м3, количество продавочной жидкости равнялось 15 - 130 м3. Затем испытанный интервал изолировался цементным мостом, проверялась герметичность скважины и простреливался вышележащий объект исследования. Во время опробования последнего отбирались пробы пластовой жидкости, которые в лабораторных условиях анализировались на содержание трития. Если гидродинамическая связь между интервалом дренирования и интервалом, в который вводилась меченная тритием жидкость, существует, то в пробах жидкости должен присутствовать индикатор. Аналогичным образом устанавливалась сообщаемость между последующими объектами. В скв. 45 гидродинамическая связь определялась по всему разрезу продуктивной толщи; в скв. 35а, 35 и 69 - в пределах VI -- III пачек; в скв. 36 - в пределах VI - II пачек продуктивной толщи. Тритий обнаружен в пробах пластовой жидкости из скв. 45, 35а, 36 и 69 при опробовании всех объектов исследования. Лишь при установлении гидродинамической сообщаемости между IV и III пачками продуктивной толщи в скв. 35 приход индикатора не обнаружен.
Путями для движения радиоактивной жидкости могли служить, вероятно, отдельные трещины, секущие продуктивную толщу, или системы трещин различной раскрытости, соединенных между собой. Чтобы представить возможные размеры путей движения жидкости, полученные кривые изменения во времени радиоактивности добываемой жидкости (рис. 3 и 4) подвергались приближенной количественной интерпретации. Расчеты показали, что расход жидкости в трещинах, соединяющих исследуемые объекты, а также объем, площадь сечения и раскрытие этих трещин в разных интервалах продуктивной толщи и частях структуры различны. Расход жидкости в трещинах колеблется от 0,02 до 0,13 м3/сутки, объем трещин равен 0,1 - 1,6 м3, средняя площадь сечения трещин и их раскрытие могут составлять соответственно 12,8 - 150 см2 и 20 - 75 мк.
Таким образом, исследования с радиоактивными изотопами также подтверждают наличие гидродинамической связи по вертикали между отдельными интервалами продуктивных отложений, несмотря на то, что исследовались скважины, расположенные на участках слабо развитой трещиноватости (на крыльевых и периклинальных частях структуры).
Указанные вопросы можно аналогично решать и при изучении других подобных месторождений.
ГрозНИИ
Рис. 1. Схема расположения скважин на месторождении Карабулак-Ачалуки.
1 - пробуренные скважины; 2 - скважины, находящиеся в эксплуатации; 3 - внешний контур нефтеносности (по состоянию на начало 1960 г.).
Рис. 2. Изменение пластового давления во времени.
I - по СКВ. 26-30, 20а, 51, 54, 71, 72; II - по скв. 3, 21а, 23, 26а, 27а, 30а, 33а, 52, 53, 55, 57, 58, 59, 61; III - осредненные кривые изменения пластового давления по указанным группам скважин.
Рис. 3. Изменение радиоактивности пластовой жидкости по скв. 45 во
времени.
1-5 - при установлении гидродинамической связи соответственно в пределах VI пачки, между VI и IV, IV и III, III и II, II и I пачками продуктивной толщи.
Рис. 4. Изменение радиоактивности пластовой жидкости по скв. 35, 35а, 69 и 36 во времени
1-в - при установлении гидродинамической связи соответственно между VI и IV, IV и III (по скв. 35), VI и IV (по скв. 35а), VI и IV - III (по скв. 69), VI и IV, IV и III (по скв. 36) пачками продуктивной толщи.