К оглавлению

УДК 622.276.58(571.1)

Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта БС102 Суторминского месторождения

С.В. АРХИПОВ, С.В. ДВОРАК, В.П. СОНИЧ, Е.В. НИКОЛАЕВА (СибНИИНП)

Суторминское нефтяное месторождение, расположенное на севере Сургутского свода, относится к числу новых в Западной Сибири. Введено в эксплуатацию в 1982 г. Однако уже к 1983 г. выяснилось, что текущая обводненность продукции скважин во много раз превышает проектные показатели [1]. Особенно ярко негативные явления обнаружились при эксплуатации основной залежи месторождения - пласта БС102. Позднее аналогичные явления повторялись при эксплуатации других месторождений Ноябрьского и Пурпейского районов. В связи с этим задача выяснения геологических причин обводнения скважин особенно актуальна.

Отложения пласта БС102 формировались в условиях прибрежной зоны морского мелководья в три этапа. На первом в условиях обильного привноса терригенного материала образовалось крупное песчаное тело, непосредственно примыкающее к береговой линии в юго-восточной части месторождения. Вниз по склону палеобассейна в северо-западном направлении оно замещается алевролитами и глинами. Во время второго этапа происходили перемыв верхней части накопленных отложений и формирование обширного барового тела (рис. 1). За баром, со стороны берега, наблюдается замещение песчаных тел алевролитами и глинами забаровой лагуны. По-видимому, этот бар препятствовал оттоку воды вниз по склону, в результате чего в нем образовались промывы. Последние обнаружены в северной части месторождения (см. рис. 1). На третьем этапе, характеризующемся очень слабым поступлением терригенного материала, отлагались маломощные песчаные прослои, нивелирующие рельеф морского дна. На отдельных поднятиях в западной части месторождения продолжали накапливаться отложения отмелей.

Таким образом, согласно закономерностям осадконакопления, основные литолого-фациальные зоны ориентированы субмеридионально, за исключением образовавшихся в баровом теле промывов. Наибольшие толщины песчаных тел прослеживаются в восточной и центральной частях месторождения, которые можно выделить в четыре зоны. Первая, существенно песчаная, непосредственно примыкает к береговой линии и отделяется от бара осадками забаровой лагуны. Песчаное тело бара промывами делится на три части. Гидродинамическая связь между ними затруднена, так как в промывах наблюдаются глинизация пласта и ухудшение его фильтрационно-емкостных свойств. В западной части месторождения отложения представлены в основном переслаивающимися глинами, алевролитами и мелкозернистыми песчаниками. Отдельные песчаные тела, сформированные на поднятиях морского дна, изолированы друг от друга обширными зонами полной глинизации. Здесь пласт сложен чередующимися песчаными и алевролитовыми прослоями мощностью 0,5-2 м, слабо выдержанными по площади и разделенными глинистыми перемычками. Глинистые прослои часто сочленяются с глинистой толщей в кровле или подошве пласта, что приводит к выклиниванию отдельных песчаных тел. Широко распространены линзы песчаников с базальным карбонатным цементом, обычно приуроченные к подошве пласта. Такое распространение глинистых и карбонатных тел резко снижает гидродинамическую связь между проницаемыми частями пласта.

По литологическому составу песчаные тела бара и береговой зоны характеризуются хорошей отсортированностью, преобладанием среди основной массы средне- и крупнозернистых разностей. Песчаного материала в породе 60-65 %, что отличает данные отложения от синхронных образований других месторождений Сургутского свода, представленных в основном мелкозернистыми песчаниками и алевролитами.

Основными породообразующими минералами являются кварц и полевые шпаты, на долю которых приходится 80-90 % обломочной части. Глинистые минералы цемента включают каолинит, хлорит с примесью гидрослюды. Их содержание колеблется в пределах 3-15 % и составляет для песчаников бара и береговой зоны в среднем 5 %, для других зон - 8-15 %.

Особенностью проницаемых пород пласта БС102 Суторминского месторождения является хлоритовая цементация в виде ее наиболее ранней генерации - пленочной. Хлорит в виде пленки покрывает значительную часть обломочной компоненты песчаников. Толщина пленки изменяется от 1 до 15 мкм, причем наиболее интенсивно она развита у обломков кварцевого и полевошпатового состава.

Такое пленочное покрытие хлорита отрицательно сказывается на фильтрационных свойствах песчаников. Проницаемость коллекторов с хлоритовым цементом в 1,5-2 раза ниже проницаемости песчаников с каолинитовой цементацией, имеющих одинаковые гранулометрическую характеристику и содержание глинистого материала. Чередование по разрезу и простиранию пласта пород с каолинитовой и хлоритовой цементацией приводит к различной проницаемости отложений.

Проведенный анализ особенностей геологического строения и состава изучаемых отложений не может объяснить ускоренное обводнение скважин только высокой неоднородностью коллекторов по проницаемости. На наш взгляд, это негативное явление разработки связано в основном с низкой начальной насыщенностью коллекторов залежи, резкой изменчивостью уровней ВНК по площади, а также обширными недонасыщенной и переходной зонами.

Нефтенасыщенность пласта БС102 Суторминского месторождения определялась по данным ГИС стандартным способом с использованием зависимости рн от Кв. Средневзвешенные по пласту значения нефтенасыщенности составляли: для нефтяной зоны 56 %, для водонефтяной 45 %. Это на 15-20 % меньше, чем для залежей центральной части Сургутского свода.

Пониженное содержание нефти обусловлено обширными недонасыщенной и переходной зонами, которые связаны с небольшой высотой залежи (20-45 м), а также повышенной гидрофильностью коллекторов. По данным Г.С Шальных (1985 г.), показатель смачиваемости поверхности минерального скелета составляет 0,886-0,984 при среднем значении 0,947. Для синхронных отложений Мамонтовского месторождения этот показатель изменяется в пределах 0,132-0,984.

Эксплуатационное разбуривание показало, что на фоне общей геологической неоднородности пласт БС102 имеет различную насыщенность коллекторов как по площади, так и высоте залежи. Притоки воды с нефтью, а иногда и чистой пластовой воды зафиксированы на абсолютных отметках, отличающихся друг от друга на 20-35 м (рис. 2). Повышение уровня ВНК чаще всего наблюдается на западном и юго-западном крыльях поднятия. В этой части залежи мощности недонасыщенной и переходной зон значительно возрастают. Недонасыщенными обычно являются проницаемые пропластки, залегающие в подошве пласта и выклинивающиеся в западном и юго-западном направлениях, а также ограниченные непроницаемыми породами.

Зоны недонасыщения слабо связаны со структурой поднятия и имеют в плане заливообразный вид (см. рис 1). Такое неоднородное распределение нефтенасыщенности по площади, особенно на западном крыле, связано с новейшими тектоническими движениями, которые привели к переформированию ранее образовавшейся залежи, что подтверждается тесной связью отметок уровня ВНК по отдельным участкам залежи с современным уровнем дневной поверхности (рис. 3). Влияние новейшей тектоники на положение уровня ВНК отмечено и на других месторождениях Среднего Приобья [2].

Современный рельеф в западной и юго-западной частях залежи на 15-25 м выше отметок восточной, юго-восточной и северо-восточной частей. Палеотектонический анализ формирования структуры Суторминского месторождения показывает, что начиная с палеогенового времени наиболее интенсивные восходящие движения происходили на западном крыле поднятия и согласно современному уровню дневной поверхности продолжались и в четвертичное время.

Неоднородное строение резервуара, различие проницаемости отдельных песчаных тел, их невыдержанность по площади, а также наличие на западном крыле мелких поднятий с нефтью еще до начала переформирования залежи обусловили неравномерность его заполнения при прошедших неотектонических движениях. В зонах с высокой проницаемостью продвижение нефти происходило более ускоренно с возникновением конусов повышенной насыщенности. Наличие прослоев и отдельных зон пласта с невысокими фильтрационными свойствами привело к развитию заливообразных тел с низкой начальной нефтенасыщенностью. Такие недонасыщенные зоны располагаются не только по периферии залежи, но и в ее центральной, наиболее приподнятой части. Здесь встречаются отдельные, ограниченные по площади низкопроницаемыми породами песчаные прослои с подвижной водой.

С учетом полученных по результатам испытания и кривым относительной фазовой проницаемости критических сопротивлений пласта (7,5-8,5 Ом*м), отвечающих началу движения воды, на основной части залежи были закартированы зоны критического насыщения коллекторов, занимающие около 50 % всей площади. Наиболее обширная зона критического насыщения приурочена к западному крылу поднятия и связана с недоформированием залежи. Зона двухфазового потока на восточном крыле, где ее образование обусловлено расформированием залежи, значительно уже. Это объясняется более однородным строением пласта и его улучшенными коллекторскими свойствами. Таким образом, неоднородное строение пласта и различная степень его насыщенности на фоне общей низкой нефтенасыщенности пород указывают на причины ускоренного продвижения вод по отдельным слабонасыщенным пропласткам. Из-за повышенной подвижности поровой воды впереди фронта нагнетания часто формируется широкий вал минерализованной пластовой воды, которая поступает в скважины значительно раньше прихода основного фронта. Это объясняет случаи появления минерализованной воды еще на ранней стадии эксплуатации скважин.

В этих условиях при существующих способах вскрытия пласта наиболее нефтенасыщенные интервалы недостаточно полно вовлекаются в разработку. Поэтому важным мероприятием по интенсификации добычи нефти будет последовательное вскрытие сначала высоконасыщенных, а затем, по мере их обводнения, подключение менее насыщенных интервалов. Наибольшую нефтеотдачу следует ожидать, исходя из опыта разработки слабонасыщенных залежей и лабораторных исследований керна, при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Важным направлением повышения нефтеотдачи является также регулирование потоков на основе геологической неоднородности пласта. При этом основным принципом регулирования должно быть стягивание залежи к наиболее приподнятым частям с повышенной нефтенасыщенностью.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Особенности геологического строения Суторминского нефтяного месторождения / Р.Н. Мухаметзянов, Е.В. Красюков, Р.Э. Халимов и др.- Геология нефти и газа, 1986, № 4, с. 34-38.

2.      Хафизов Ф.З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей нефти Среднего Приобья.- Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, вып. 61, 1972, с. 76-81.

 

Рис. 1. Палеогеографическая схема центральной части Суторминского месторождения на время накопления пласта БС102

1 - отмели; 2 - бары; 3 - относительно погруженные участки морского дна, сложенные переслаивающимися глинами, алевролитами и песчаниками; 4 - погруженные участки дна, представленные глинами; 5 - прибрежная часть неритовой области; 6 - внутренний контур нефтеносности

 

Рис. 2. Геологический разрез пласта БС102 Сутормииского месторождения:

1 - песчаники; 2 - глины; песчаники: 3 - с карбонатным цементом, 4 - с подвижной водой, 5 - с неподвижной нефтью или водоносные

 

Рис. 3. Графики зависимости уровня ВНК по участкам залегания БС102 Суторминского месторождения от уровня дневной поверхности