К оглавлению

УДК 622.276.41:553.982.2(470.52)

Влияние нагнетания на давление в многопластовом эксплуатационном объекте Д1 Ромашкинского месторождения

В. А. Исякаев, Р. В. Китманов

Основным эксплуатационным объектом Ромашкинского месторождения являются песчаники пашийского горизонта девонской системы (объект Д1). Этот объект имеет сложное строение: отдельные прослои песчаников выклиниваются или увеличиваются в мощности на небольшом расстоянии, а иногда сливаются в единый пласт. Коллекторские свойства песчаников также изменяются в широком диапазоне [1]. В гидродинамическом отношении эксплуатационный объект Д1 представляет единый резервуар с общим водо-нефтяным контактом, поэтому проектом разработки он рассматривается как единое целое. В эксплуатационных и нагнетательных скважинах вскрыты перфорацией все или несколько пластов, однако проконтролировать изменение давления в отдельных пластах в процессе разработки невозможно, хотя это и представляет интерес для оценки полноты выработки отдельных пластов.

Между тем, такие исследования можно провести в необсаженной скважине опробователем пластов на каротажном кабеле типа ОПД-7-10 [2]. Метод опробования пластов приборами на кабеле является по существу точечным, что позволяет детально исследовать небольшие по мощности пропластки. Измерение пластового давления с помощью опробователя производится следующим образом. Прибор спускается в скважину на каротажном кабеле, устанавливается против заданной точки пласта; участок пласта герметизируется прижатием резинового элемента к стенке скважины, создается депрессия на пласт путем сообщения с полостью баллона прибора. Пластовые флюиды заполняют баллон, давление в нем восстанавливается до пластового, что регистрируется дистанционным датчиком давления на поверхности. Пластовое давление определяется по конечному участку диаграммы восстановления давления в баллоне опробователя [3].

К настоящему времени на Ромашкинском месторождении опробователем исследовано несколько десятков скважин из числа резервных, пробуренных дополнительно на длительно разрабатываемых площадях. Результаты исследований позволяют судить о равномерности разработки отдельных пропластков эксплуатационного объекта. Поскольку объект Д1 разрабатывается в целом (отбор нефти в эксплуатационных скважинах и закачка воды в нагнетательные скважины осуществляются совместно во все пласты объекта). При равномерной интенсивности разработки пластовые давления должны быть примерно одинаковыми. Различие может быть обусловлено лишь альтитудой пластов, что и наблюдается по преобладающему большинству скважин, пробуренных в центральных частях разрабатываемых площадей. Однако в ряде случаев выработка пропластков и компенсация энергии пласта заводнением происходят неравномерно. В пластах с плохими коллекторскими свойствами, плохо воспринимающими закачку, или на участках пластов, литологически экранированных от нагнетательных рядов, пластовое давление характеризуется более низкими значениями, чем в других пластах. Чаще всего это наблюдается в скважинах, пробуренных в первом эксплуатационном ряду или между эксплуатационным и нагнетательным рядами.

Рассмотрим несколько примеров. В результате измерения пластовых давлений в скв. 6540 Лениногорской площади (рис. 1) установлено, что интенсивность обводнения пласта II выше, чем пласта I, поскольку пластовое давление больше. О более интенсивном гидродинамическом режиме разработки пласта II свидетельствует и то, что он по геофизическому комплексу является уже обводненным пресной водой от закачки, а пласт I еще нефтеносен и дает безводную нефть. Текущие давления в пластах существенно отличаются от давления в водоносном пласте III, которое равно первоначальному. Не менее интересны замеры пластового давления в скв. 2079а Южно-Ромашкинской площади (рис. 2), показывающие неравномерность разработки. В данном случае гидродинамический режим разработки нижнего пласта II также более интенсивен, чем пласта I. Пласт II по геофизическому комплексу обводнен, а пласт I дает безводную нефть. По данным скв. 2157а (рис. 3) фиксируется противоположное явление. Верхний пласт I, разрабатываемый более интенсивно, характеризуется сравнительно большим пластовым давлением (по геофизическому комплексу обводнен полностью). Пласт II, разрабатываемый менее интенсивно, характеризуется сравнительно небольшим пластовым давлением и дает нефть. По-видимому, здесь происходит обводнение не нижнего пласта, а верхнего, лучшего по своим коллекторским свойствам.

В таблице приведены результаты замера пластовых давлений опробователем пластов на каротажном кабеле типа ОПД-7-10 в необсаженных скважинах, пробуренных на разрабатываемых площадях, которые свидетельствуют о неравномерности разработки пластов вследствие различной приемистости их при нагнетании воды. По скв. 6540, 2079, а, 11016 прослеживается обводнение пластов большей мощности. Давление в различных пластах эксплуатационного объекта от первоначального (175 кг*с/см2) к моменту исследования изменялось от -55 до + 40 кгс/см2. Максимальная разница пластовых давлений в скв. 6540 составила 75 кгс/см2. В связи с наличием большого перепада давлений в пластах с различной насыщенностью в скважинах, расположенных одна от другой на расстоянии 4,4 м, предъявляются повышенные требования к качеству цементирования скважин для исключения затрубного перетока пресной воды в нефтяной пласт. Доля мощности пластов, не воспринимающих давление закачки, по приведенным скважинам колеблется от 19 до 50% от общей мощности эксплуатационного объекта.

Таким образом, измерение пластового давления опробователем на каротажном кабеле в необсаженной скважине позволяет исследовать влияние нагнетания на давление отдельных пластов в процессе разработки многопластового эксплуатационного объекта, результаты которых в некоторых конкретных случаях, вероятно, могут быть использованы для обоснования селективной закачки воды и отбора нефти и решения других промысловых задач.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Геология нефти, том 2, кн. 1. М., «Недра», 1968.

2.     Бродский П.А. и др. Каротажные опробователи пластов. М., «Недра», 1968.

3.     Бродский и др. О результатах приемочных испытаний каротажных опробователей пластов с дистанционными датчиками давления ОПД-7-10. - В сб. «Нефтегазовая геология и геофизика», № 4, ВНИИОЭНГ, 1970.

ВУФН И И геофизика

 

Таблица

Площадь, номер скважины

Интервал пласта, м

Мощность пласта, м

Точки опробования, м

Пластовое давление в точках, кгс/см2

Среднее пластовое давление, кгс/см2

Изменение давления в пласте по сравнению с начальным, кгс/см2

Разница в пластовых давлениях эксплуатационного объекта

Доля мощности пласта не воспринимающая давление закачки от общей, %

Характер насыщенности по данным геофизического комплекса или результатам испытания

Лениногорская, 6540

1646,0- 1651,6

5,6

1647,6

141,0

140,7

-35,2

75,1

19,0

При испытании получен приток безводной нефти

1649,2

140,5

-

-

-

-

То же

1656,0- 1680,4

24,4

1659,2

216,0

214,9

+39,9

-

-

Песчаники, обводненные пресной водой от закачки

1664,4

223,0

-

-

-

-

1668,0

201,0

-

-

-

-

1672,4

219,5

-

-

-

-

Южно-Ромашкинская, 2079

1752,2- 1758,4

6,2

1755,6

150,4

151,5

-23,5

26,0

34,0

При испытании получен приток нефти 21 т/сут.

1757,0

152,6

-

-

-

-

То же

1767,4 - 1779,6

12,2

1770,0

171,0

177,5

+2,5

-

-

Обводнен пресной водой от закачки

1772,0

180,0

-

-

-

-

1775,0

182,0

-

-

-

-

1777,0

177,0

-

-

-

-

Восточно- Сулеевская, 2157

1744,4 - 1746,8

2,4

1744,0

206,0

207,6

+32,6

51,5

50,0

Обводнен пресной водой от закачки

1744,6

209,0

-

-

-

-

1745,2

208,0

-

-

-

-

То же

1757,6 - 1760,0

2,4

1758,2

156,2

156,1

-18,9

-

-

При испытании получен приток нефти с 0,4% воды

1758,8

156,0

 

 

 

 

Зеленогорская, 8346

1664,0- 1666,6

2,6

1664,2

142,0

143,3

-31,7

46,0

41,0

Песчаники нефтеносные

1664,8

144,0

-

-

-

-

1665,4

144,0

-

-

-

 

То же

1676,0 - 1677,8

1,8

1676,8

180,0

184,5

+9,5

-

-

Алевролиты нефтеносные

1677,2

189,0

-

-

-

-

»

1686,0- 1688,0

2,0

1686,0

189,0

189,5

+ 14,5

-

-

Песчаники нефтеносные

1687,0

190,0

-

-

-

-

Павловская, 10925

1777,2 - 1778,8

1,6

1777,4

121,0

120,0

-55,0

73,0

45,0

Алевролиты нефтеносные

1778,0

119,0

-

-

-

-

То же

1783,2- 1784,4

1,2

1783,2

197,0

193,0

+ 18,0

-

-

 

1783,6

189,0

-

 

-

-

»

1803,4- 1804,2

0,8

1803,6

180,0

180,0

+5,0

-

-

 

Восточно- Лениногор- ская, 11016

1689,8- 1694,5

4,8

1691,2

138,0

134,0

-41,0

55,0

44,0

При испытании получен приток нефти

1692,0

135,0

-

-

-

-

1692,8

133,0

-

-

-

-

1693,6

130,0

-

-

-

-

То же

1709,0 - 1715,6

6,4

1712,0

188,0

189,0

+ 14,0

-

-

Песчаники, обводненные пресной водой от закачки

1713,0

190,0

 

 

 

 

 

Рис. 1. Результаты замера пластовых давлений опробователем пластов в необсаженной скв. 6540, пробуренной между нагнетательным и эксплуатационным рядом на разрабатываемой Лениногорской площади.

I - нефтяной пласт, пластовое давление ниже первоначального; II - обводненный от закачки пласт, давление в пласте выше первоначального; III - водоносный пласт, давление равно первоначальному.

 

Рис. 2. Результаты замера пластовых давлений в скв. 2079, а, пробуренной в нагнетательном ряду на разрабатываемой Южно-Ромашкинской площади.

I - нефтяной пласт, давление ниже первоначального; II - обводненный от закачки пласт, давление в среднем выше первоначального.

 

Рис. 3. Результаты замера пластовых давлений в скв. 2157а, пробуренной в нагнетательном ряду на разрабатываемой Восточно-Сулеевской площади.

I - обводненный от закачки пласт, давление выше первоначального; II - нефтяной пласт, давление ниже первоначального.