Особенности продвижения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды по пластам горизонта ДI Ромашкинского месторождения
И.П. ЧОЛОВСКИЙ, Н.П. КИНЗИКЕЕВА
В комплексе работ по наблюдению за разработкой Ромашкинского нефтяного месторождения важное значение имеет контроль за продвижением контуров закачиваемой в пласты воды. Извлечение промышленных запасов нефти из месторождения во многом зависит от правильного осуществления контроля.
В 1960 г. в ТатНИИ впервые для центральных и прилегающих площадей Ромашкинского месторождения были проведены работы по изучению характера продвижения контуров нефтеносности и подъема водо-нефтяного контакта в процессе разработки месторождения. Указанным работам предшествовал большой комплекс исследований, направленных на выяснение особенностей геологического строения и разработки отдельных площадей месторождения.
До последнего времени в разрезе горизонта ДI выделялось пять песчано-алевролитовых пластов (а, б, в, г, д). Верхние три пласта довольно хорошо разделены один от другого и от пласта г практически непроницаемыми глинистыми разделами. На многих площадях эти пласты имеют крайне изменчивую литолого-коллекторскую характеристику. Как правило, хорошо проницаемые пропластки прослеживаются в виде полос и линз, окруженных коллекторами с низкой проницаемостью или непроницаемыми породами. В нагнетательных скважинах ряда участков эти пласты представлены непроницаемыми породами.
Нижние пласты г и д по строению существенно отличаются от верхних пластов. Пласт г распространяется почти по всему месторождению и представлен хорошо проницаемыми коллекторами. Лишь на отдельных небольших участках его коллекторские свойства ухудшаются. Хорошо проницаемые коллекторы пласта д залегают в виде полос северо-восточного простирания, которые как бы врезаны в подстилающие глинистые алевролиты. Между пластами г и д нет выдержанного глинистого раздела, в результате чего они имеют хорошую гидродинамическую связь. При разработке их можно рассматривать как единый пласт г - д, внутри которого имеются линзовидные прослои глинистых алевролитов.
Таким образом, особенности перемещения контуров нефтеносности следует изучать отдельно по каждому из верхних пластов и для объединенного пласта г - д.
В условиях внутриконтурного заводнения одним из основных факторов, определяющих интенсивность продвижения контуров нефтеносности, является объем закачиваемой в каждый пласт воды. На основании данных, полученных при закачке в скважины радиоактивных изотопов, при исследовании скважин глубинными расходомерами и при составлении карт влияния закачки на эксплуатационные скважины, приближенно определен объем закачанной воды в каждый пласт по каждой нагнетательной скважине.
Кроме того, для установления текущего положения контуров нефтеносности и выявления закономерностей их перемещения использованы карты начальных контуров нефтеносности и начального ВНК, карты распространения коллекторов каждого пласта горизонта ДI, геологические профили по линиям эксплуатационных и нагнетательных скважин, данные БКЗ о подъеме ВНК во вновь пробуренных скважинах, данные радиоактивных методов о подъеме ВНК в эксплуатационных и контрольных скважинах, динамика обводнения скважин, результаты их капитального ремонта и др.
Анализ перечисленного выше материала позволил установить ряд закономерностей в характере продвижения контуров нефтеносности на площадях Ромашкинского месторождения, введенных в разработку (рис. 1).
Необходимо отметить существенное отличие в характере перемещения контуров нефтеносности по верхним пластам и по пласту г -д. По пласту г - д установлена полная возможность достижений сплошного фронта закачиваемой воды вдоль всех линий нагнетания. В настоящее время наиболее успешно эта задача решается по южным нагнетательным рядам центральных площадей, где пласт г - д полностью нефтенасыщен, и в него закачиваются большие объемы воды. По северным нагнетательным рядам этих площадей, расположенным в водонефтяной зоне пласта г - д, создание сплошного фронта из закачиваемой воды несколько отстает во времени. Последнее объясняется меньшим объемом закачки воды по указанным рядам, обусловленным ухудшением коллекторских свойств пласта г - д в этой зоне.
На четырех центральных площадях: Миннибаевской, Абдрахмановской, Павловской и Южно-Ромашкинской, подъем ВНК и продвижение контуров нефтеносности по пласту г - д отмечены в 163 эксплуатационных скважинах. В 25 скважинах, пробуренных в нулевых рядах (т.е. между первым эксплуатационным и нагнетательным) спустя 4-5 лет после начала закачки воды, подъем ВНК установлен по данным БКЗ. В этих скважинах достаточно четко отбивается как текущее, так и начальное положение ВНК, однако они дают представление о положении текущего ВНК в данной точке лишь на дату бурения скважины. В 31 скважине подъем ВНК установлен по данным радиоактивных методов каротажа. Следует отметить, что эти данные приходится использовать с большой осторожностью, так как методы радиокаротажа еще недостаточно отработаны и не всегда дают однозначный ответ.
Во многих скважинах подъем ВНК устанавливался по геолого-техническим материалам, характеру обводнения скважин, с учетом отметок перфорации пластов (расстояние нижних отверстий до ВНК), результатам капитального ремонта скважин, данным закачки воды в ближайшие нагнетательные скважины и др. По большинству скважин закачкой радиоактивных изотопов установлена целостность цемента и отсутствие затрубной циркуляции. Как правило, скважины, обводняющиеся за счет подъема ВНК или продвижения контуров нефтеносности, продолжительное время дают чистую нефть или работают при малом проценте обводненности, а затем резко обводняются до 20-30%. Работы по капитальному ремонту этих скважин не дают эффекта или эффект бывает непродолжительным. Из-за низкого качества цемента против песчаных пластов установить зависимость обводнения скважин от расстояния нижних отверстий перфорации до текущего ВНК не удалось. Поэтому по обводненным скважинам высота подъема ВНК принималась условно на основании сопоставления со скважинами, в которых текущий ВНК определен по данным промыслово-геофизических методов исследования.
По 40 скважинам, в которых пласт г - д не перфорирован и отсутствуют радиокаротажные исследования, подъем ВНК установлен по аналогии с соседними скважинами, исходя из особенностей строения пласта и объемов закачки в ближайшие нагнетательные скважины.
Подъем ВНК по пласту г - д составляет в 99 скважинах от 0,5 до 4 м; в 50 скважинах - от 4,1 до 8 м; в 11 скважинах - от 8,1 до 12 м; в 3 скважинах - от 12,1 до 15,2 м. Максимальный подъем ВНК, равный 15,2 м, отмечен в скв. 172 (абсолютная отметка текущего ВНК-1471,8 м).
В перемещении контуров нефтеносности и подъеме ВНК по пласту г - д установлены следующие особенности.
1. В случае, когда закачивают воду в полностью нефтенасыщенный пласт, раздел нефть - вода занимает положение, близкое к вертикальному. Это хорошо видно на примере южной части Павловско - Абдрахмановского разрезающего ряда, Абдрахмановско - Южно-Ромашкинского и Абдрахмановско - Миннибаевского рядов, центральных Миннибаевского и Абдрахмановского рядов (рис. 2). Эксплуатационные скважины, расположенные против указанных разрезающих рядов, продолжительное время дают чистую нефть и обводняются в случае подхода к ним фронта закачиваемой воды (скв. 3263, 3264, 3265, 3439 и др.). На основании этого, а также учитывая хорошую сходимость расчетных данных по продвижению фронта закачиваемой воды с фактическими данными обводнения скважин пресной водой, можно предполагать, что в данном случае происходит близкое к поршневому вытеснение нефти нагнетаемой водой.
2. В случае, если закачку производят в водо-нефтяную или в водяную часть пласта, в ближайших эксплуатационных скважинах наблюдается интенсивный подъем ВНК и продвижение контуров нефтеносности (рис. 3). К таким участкам относится северная часть Миннибаевской площади, где средний подъем ВНК достиг 6,1 м и большая часть Павловской площади. При этом, в случае больших объемов закачки подъем ВНК (на прилежащем участке) может мало зависеть от величины отбора нефти. Так, на севере Павловской площади отбор нефти из пласта г - д незначителен, однако в результате большого объема закачанной воды здесь наблюдается существенный подъем ВНК, составляющий в среднем 3,3 м. При этом нефть, вероятно, оттесняется в южную часть площади, где ведется интенсивный отбор из пласта г - д.
3. На скорость подъема ВНК существенно влияет литолого-фациальное строение пласта г - д. На участках, где пласт г - д представлен хорошо проницаемым монолитным песчаником, происходит более интенсивный подъем ВНК. В то же время, если в пласте есть прослои глинистых алевролитов, скорость подъема замедляется и зависит от мощности и площадного распространения малопроницаемых прослоев. Однако указанные прослои не могут полностью препятствовать подъему ВНК в пласте г - д, так как пластовая вода в конечном итоге их обтекает и подъем ВНК на данном участке происходит лишь с замедленной скоростью. Замедление вертикального подъема ВНК из-за прослоев глинистых алевролитов способствует более интенсивному продвижению внутреннего контура нефтеносности.
4. В результате разработки резко усложняется поверхность ВНК, причем степень усложнения зависит от литологических особенностей строения пласта, объемов закачки в водяную часть пласта и величины отборов нефти.
5. Исходя из указанных выше особенностей подъема ВНК и продвижения нагнетаемой воды, при определении интервалов перфорации эксплуатационных скважин необходимо придерживаться следующих принципов: а) если нефтеносный пласт располагается на участке, где идет поршневое вытеснение нефти, вся его мощность должна быть перфорирована полностью, так как в случае невскрытия перфорацией его нижней части возможны потери нефти; б) если скважина расположена на участке, где происходит подъем ВНК, с целью продления безводного периода ее эксплуатации должна перфорироваться лишь кровельная часть пласта. Потери нефти в этом случае маловероятны.
Для верхних пластов, расположенных на центральных площадях во внутреннем контуре нефтеносности и имеющих крайне изменчивую литолого-коллекторскую характеристику, выявлены следующие закономерности.
1. Эти пласты обводняются только за счет закачиваемой воды, точно так же как и по пласту г - д, в случае, если закачку производят в его полностью нефтенасыщенную часть. Подъем ВНК по верхним пластам на центральных площадях не происходит. В настоящее время верхние пласты обводнены в нескольких скважинах, расположенных преимущественно между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин. Так, по пласту а пресная вода была зафиксирована лишь по скв. 39, 1232 и 3427, по пласту б - по скв. 1311 и по пласту в - по скв. 46, 1980, 1981, 1983, 3405, 1978.
2. По верхним пластам достигнуть сплошного фронта закачиваемой водой по периметру разрезающих рядов невозможно. Закачиваемая вода располагается здесь в виде отдельных пятен, приуроченных к местам развития песчаных коллекторов. Продвижение закачиваемой воды по верхним пластам зависит в первую очередь от характера и особенностей их литологического строения.
ТатНИИ
Рис. 1. Схематическая карта начальных контуров нефтеносности по пласту г -д Ромашкинского месторождения.
Площади: I -Миннибаевская, II-Абдрахмановская, III -Павловская, IV - Южно-Ромашкинская; ряды скважин: 1 -нагнетательных. 2 - эксплуатационных; контуры нефтеносности: 3 - внутренний, 4 - внешний; 5 – зоны подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности; 6 - вода от закачки.
Рис. 2. Геологический профиль по линии скв. 1089-3370 Абдрахмановской площади.
Коллекторы: 1 - нефтеносные, 2 - обводненные закрашенной водой.
Рис. 3. Геологический профиль по линии скв. 420-174 Миннибаевской площади.
Коллекторы: 1-нефтеносные, 2- водоносные, 3-обводненные закачиваемой водой, 4 - обводненные пластовой водой за счет подъема ВНК, 5 - обводненные пластовой водой за счет продвижения контуров нефтеносности.