К оглавлению

УДК 622.276.58(571.1)

Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения

Р.Н. МУХАМЕТЗЯНОВ, Р.Э. ХАЛИМОВ (объединение Ноябрьскнефтегаз), В.В. КУЗНЕЦОВ, А.А. БРОДСКИЙ (ВНИИ)

Многократные исследования [2] установили общие закономерности нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской провинции: с глубиной увеличивается количество тяжелых УВ; в нижних горизонтах (неоком, юра) - нефть с метановым, а в верхних (сеноман) - с нафтеновым основанием (Русское, Северо-Комсомольское и др. месторождения); по направлению к окраинам платформы и вверх по стратиграфическому разрезу нефтяные залежи сменяются газоконденсатными и газовыми.

Более детальные исследования, проведенные на разведываемых и разрабатываемых месторождениях, устанавливают локальные закономерности в характере нефтенасыщенности продуктивных пластов. Так, в северном направлении от Сургутского и Нижневартовского свода нефтенасыщенность продуктивных пластов нижнего мела уменьшается, соответственно возрастает их водонасыщенность.

Эта общая закономерность, природа которой требует специальных исследований, выявлена по результатам поисково-разведочных работ и находит подтверждение по данным эксплуатации скважин. Повышенная водонасыщенность продуктивных пластов существенно осложняет условия выработки нефти из месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области. Весьма показательны результаты начального этапа эксплуатации Суторминского нефтяного месторождения, интенсивное освоение которого позволило впервые выявить особенности разработки северных нефтяных месторождений.

Суторминское нефтяное многопластовое месторождение приурочено к зоне сочленения Надым-Пурской и Средне-Обской нефтегазоносной областей. В терригенных отложениях готерив-барремского яруса нижнего мела выделено более 10 продуктивных пластов с общим этажом нефтеносности более 350 м, объединенных в шесть эксплуатационных объектов [3].

Центральная наиболее продуктивная часть месторождения интенсивно осваивается и эксплуатируется. Первый пятилетний период эксплуатации показал, что Суторминское месторождение отличается от месторождений Среднего Приобья прежде всего менее благоприятной характеристикой динамики технологических показателей разработки, главным образом обводнения скважин и добываемой жидкости. Так при накопленном отборе нефти (ед. % от извлекаемых запасов) и полной компенсации отбора закачкой воды, обводненность в целом по месторождению составила 39,8 % (что намного выше проектной), а с водою работает более 67 % действующего фонда скважин.

Наиболее характерное раннее обводнение скважин можно проследить по залежи пласта БС102. На участке водонефтяной зоны залежи, характеризующемся эффективной мощностью 6,18 м, нефтенасыщенной мощностью 4,7 м и числом действующих скважин 70, наблюдается быстрый прорыв закачиваемой воды со скоростью 5-20 м/сут. Наличие пропластков с низкой нефтенасыщенностью отмечается выше ВНК. При отборе 2,2 % от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составила 35 %, средний дебит по нефти лишь 3,3 т/сут. Накопленная добыча с начала разработки достигает 1200 т на скважину.

Негативные последствия высокой обводненности не только снижают текущий дебит скважин, но и ведут к росту эксплуатационных трудозатрат, связанных с переводом скважин на механизированную добычу, увеличением объема работ по текущему и капитальному ремонту скважин, а также по обезвоживанию и транспорту продукции. Для увеличения добычи нефти из действующего фонда скважин в 1984-1986 гг. на электроцентробежные и штанговые глубинные насосы переведено 1100 скважин, в то время как в первые 10 лет скважины предполагалось эксплуатировать фонтанным способом.

Геолого-промысловый анализ причин раннего обводнения скважин выявил определенное влияние техногенных условий проводки и строительства скважин [4]. Однако доля скважин, в которых установлена заколонная циркуляция, оказалась лишь немного выше средней, характерной для других месторождений Западной Сибири, что обусловлено чередованием мощных водоносных и относительно маломощных нефтеносных пластов, разделенных тонкими глинистыми слоями пород. Другим техногенным фактором, закономерным в условиях применения интенсивной системы закачки воды в пласт, является обводнение эксплуатационных скважин водою, закачиваемой в нагнетательные скважины [4]. Однако объяснить раннее обводнение скважин только влиянием техногенных факторов не удалось [4].

Несмотря на то, что пласт залегает намного выше отметки ВНК значительная часть скважин вступает в эксплуатацию с содержанием воды до 7-8 %. Проверка герметичности цементного кольца этих скважин исключила возможность поступления воды в результате заколонной циркуляции. Возникло предположение, что в таких случаях обводнение скважин связано с поступлением поровой «связанной» воды.

Рассмотрим обоснованность такого предположения по данным отложений пласта БС102, к которому приурочена основная залежь месторождения.

Терригенные отложения пласта БС102 формировались в условиях прибрежной зоны морского мелководья. По данным СибНИИНП [1] формирование отложений происходило в три этапа. На первом этапе в условиях обильного привноса терригенного материала сформировалось крупное песчаное тело, занимающее центральную часть площади, которое на северо-западе замещается глинами и алевролитами. Во время второго этапа происходили перемыв верхней части накопленных отложений и формирование обширного барового тела, на третьем, характеризующимся очень слабым поступлением терригенного материала, происходило формирование маломощных песчаных прослоев, нивелирующих рельеф морского дна.

По литологической характеристике песчаные тела бара и береговой зоны отличаются хорошей отсортированностью. Преобладают средне- и крупнозернистые разности. Среднее содержание песчаного материала в породе составляет 60-65 %.

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

Преобладает пленочная хлоритовая цементация песчаников. Толщина пленки изменяется от 1 до 15 мкм. Проницаемость коллекторов с хлоритовым цементом в 1,5-2 раза ниже песчаников с каолинитовой цементацией, имеющих одинаковую гранулометрическую характеристику и содержащих глинистый материал.

Характерным для коллекторов пласта БС102 Суторминского месторождения является их низкая нефтенасыщенность. Средневзвешенные по пласту значения нефтенасыщенности, определенные по данным ГИС стандартным способом с использованием зависимости Рн(Кв), составили для нефтяной зоны - 56, для водонефтяной - 45 %. Эти величины на 15-20 % ниже, чем для залежей центральной части Сургутского свода.

Кривые зависимостей между капиллярным давлением (Рк) и водонасыщенностью (Кв) коллекторов Суторминского месторождения (рис. 1) в основном подобны аналогичным кривым для других месторождений Приобья: они четко свидетельствуют об увеличении остаточной водонасыщенности с уменьшением проницаемости и о значительных толщинах переходных водонефтяных зон. Для сравнения приведена также кривая капиллярного давления образца пласта БВ Варьеганского месторождения с проницаемостью 6x10-3 мкм2, достигающего неснижаемой водонасыщенности при Рк ~ 0,7 МПа. Капиллярное давление, с которого прекращается изменение водонасыщенности кернов Суторминского месторождения, достигает 1-1,2 МПа для коллекторов с проницаемостью порядка 30-20*10 3 мкм2 и около 0,6-0,8 МПа для коллекторов с проницаемостью в 100*10-3 мкм2, что свидетельствует о толщине переходной зоны до 60-100 м в названном интервале изменения проницаемости. Приведенные кривые еще раз подтверждают, что залежь пласта БС210 не имеет зоны предельной нефтенасыщенности и целиком приурочена к переходной зоне.

Малое содержание нефти, по-видимому, обусловило повышенную гидрофильность коллекторов. По данным Г.С. Шальных (1985 г.) средний показатель смачиваемости поверхности минерального скелета составляет 0,947. Для синхронных отложений Мамонтовского месторождения этот показатель изменяется в пределах 0,132-0,984.

Нефтенасыщенность коллекторов меняется как по высоте, так и по площади залежи. На западном и юго-западном крыльях поднятия значительно возрастает мощность нефтенасыщенной и переходной зон. Зоны недонасыщения нефтью имеют в плане заливообразный вид. По мнению С.В. Архипова и др. [1], такое распределение нефтенасыщенности связано с новейшими тектоническими движениями, которые привели к переформированию ранее образованной залежи.

Во ВНИИ и СибНИИНП проведены экспериментальные исследования по снятию кривых относительной фазовой проницаемости.

Кривые относительной фазовой проницаемости (рис. 2) имеют вид, характерный для резко гидрофильных пород, что подтверждает данные Г.С. Шальных. Характерной особенностью кривых является резкое падение проницаемости по мере роста водонасыщенности. По фазовым кривым в отделе петрофизики СибНИИНП построены функции Баклея-Леверета, показывающие долю воды в потоке в зависимости от водонасыщенности. При водонасыщенности выше критической графики почти вертикальны, доля воды в потоке резко возрастает. Скорость продвижения фронта вытеснения также резко увеличивается. В зонах недонасыщения нефтью, там, где водонасыщенность близка к критической, фронт вытеснения будет двигаться очень быстро, что приведет к резкому обводнению продукции.

Эти данные с учетом результатов испытания скважин позволили выявить зоны критического насыщения коллекторов, которые занимают около 50 % всей площади. Наиболее обширная из них приурочена к западному крылу структуры.

Таким образом, на фоне общей низкой нефте- и соответственно высокой водонасыщенности пластов существуют благоприятные условия для продвижения минерализованной поровой воды к забоям эксплуатационных скважин. Особенно благоприятны для этого зоны, слабо насыщенные нефтью. Можно предположить, что обладающая большей подвижностью поровая вода движется вместе с нефтью впереди фронта нагнетания. Возможно, что основная часть скважин, работающих с водой, появление которой не может быть объяснено техногенными причинами, обводняется именно поровой минерализованной водой. Это весьма вероятное предположение пока не подтверждено прямыми данными. Получение таких данных требует проведения специальных исследований в промысловых и лабораторных условиях.

Прямым промысловым методом изучения характера обводнения скважин с признаками порового происхождения является форсирование отборов жидкости. Стабилизация (или уменьшение) относительного содержания воды в жидкости служит прямым доказательством «порового» происхождения попутно-добываемой воды. Наряду с решением исследовательских задач форсирование отборов в скважинах, расположенных в нефтяной зоне, обеспеченной высокими пластовыми давлениями, позволяет увеличить и текущую добычу нефти.

 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта БС210 Суторминского месторождения. С.В. Архипов, С.В. Дворак, В.П. Сонич, Е.В. Николаева // Геология нефти и газа.- 1987.- № 1.- С. 49-52.

2.      Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М.: Недра.- 1975.

3.      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.

4.      Халимов Р.Э. Геологические источники и технологические причины обводнения скважин

5.      Суторминского месторождения. Нефтегазопромысловая геология залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Сб. научных трудов М., изд. ВНИИ.- 1985,- С. 57-64.

 

Рис. 1. Кривые капиллярного давления, характеризующие пласты БС102 Суторминского месторождения (1-4) и БВ Варьеганского месторождения (5).

Проницаемость образцов, n*10-3 мкм2: 1 - 102,0; 2 - 49,5; 3 - 31,0; 4 - 10,5; 5 - 6,0. АВ-капиллярное давление, с которого прекращается изменение водонасыщенности

 

Рис. 2. зависимость относительной фазовой проницаемости для нефти и воды от водонасыщенности.

Проницаемость - 50*10-3 мкм2, критическое значение водонасыщенности - 62 %