23.3 Учет и интерпретация геолого-промысловой информации, получаемой в процессе разработки

В процессе разбуривания основного эксплуатационного объек­та — залежи терригенной толщи нижнего карбона — добывающи­ми и нагнетательными скважинами и в процессе его разработки была получена дополнительная геолого-промысловая информация. В частности, кроме трех продуктивных пластов Б₁, Б₂, Б₃ были выделены еще два — Б₀ и Б₄. Пласты Б₀, Б₁ — тульского, Б₂, Б₃ — бобриковского, Б₄ — малиновского возраста. Отмеченные пласты вы­делены В.Г. Каналиным в 1966, 1973 гг. на основе детального сопоставления разрезов всех добывающих и нагнетательных сква­жин. Были получены данные о значительной фациальной изменчи­вости пластов, о слиянии их на отдельных участках площади, а также о фильтрационных характеристиках, степени их выработ­ки как по площади, так и по разрезу.

Перечисленная выше геолого-промысловая информация была получена геофизическими, гидродинамическими методами иссле­дования скважин, в процессе изучения их с помощью дебитомеров и расходомеров, на основе анализа эксплуатации добываю­щих и нагнетательных скважин. В результате комплексного обобщения этой информации с использованием геолого-промысловых методов, количественной обработки и графических методов было получено представление о модели залежи, закономерностях се выработки, максимальной нефтеотдаче.

Петрографические исследования продуктивных пластов пока­зали, что песчаники яснополянской терригенной толщи желтовато-серые или коричневато-серые, кварцевые, средне- и мелкозернис­тые. Последние разности слабоглинистые, хорошо отсортированы, коэффициент неоднородности не превосходит 1,4. Цемент песчани­ков глинистый, его содержание по данным механического анализа не превышает 2%. Пористость песчаников колеблется в пределах 20 - 23%, проницаемость 0,420—2,250 мкм² (по керну). Средне-зернистые песчаники светло-серые, кварцевые, сильно известковистые, относительно слабо сцементированные. Форма зерен округлая и округло-угловатая, но они слабо отсортированы: коэффи­циент неоднородности 3,0—8,0. Цемент глинистый, содержание его не превышает 10%. Коллекторские свойства среднезернистых песчаников хуже, чем у мелкозернистых, их пористость не превышает 17%, а проницаемость — 0,3 мкм². Текстурной особенностью среднезернистых песчаников является косая слоистость, которая указывает на то, что эти песчаники отлагались в менее стабильных условиях, чем мелкозернистые.

Другая группа пород (песчаники глинистые и алевролиты) рас­пространена на Ярино-Каменноложской площади довольно широко. Обычно они залегают в кровле песчаного пласта, являясь пе­реходом между глинистой и песчаной пачками. Породы серые и темно-серые, мелко- и крупнозернистые, довольно крепко сцемен­тированные. Пористость не превышает 10%, мощность варьирует в значительных пределах от нескольких сантиметров до 4 м. Час­то алевролиты насыщены нефтью. При значительных депрессиях из них может быть получен приток нефти. Так, из этих пород в скв. 12-Я был получен приток нефти и воды 3—4 т/сут через шту­цер 4 мм.

Третья группа пород (глинистая) сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, углистыми, которым зачастую подчинены прослои алевролитов светло-серых, песчанистых, а иногда и песча­ников, В нижней части терригенной толщи встречены прослои угля мощностью от 0,8 до 1,5 м.

В яснополянской терригенной толще наблюдается интенсивная фациальная изменчивость: замещение песчаников алевролитами и аргиллитами, и наоборот. В качестве характерного примера мож­но привести сопоставление разрезов скв. 135-Я и 14-Я, из кото­рого видно, что песчаник в скв. 135-Я (интервал 1716—1725м) замещается алевролитами и аргиллитами в скв. 14-Я. Это сопо­ставление основано на прослеживании местных (групповых) репе­ров. Другим примером может служить замещение мощной песча­ной пачки скв. 67-Я (1758—1761 м) аргиллитами в соседних скв. 31, 1, 125-Я (1711, 5—1720, 5; 1686—1699, 5; 1714,4—1734 м). В раз­резе скв. 40-Я мощная глинистая пачка, наблюдаемая на глубине 1736,5—1752 м, замещается песчаниками в скв. 39-Я частично, а в скв. 70-Я — полностью (1730—1749 м). На Каменноложской площади интервал 1634—1664,4 м (скв. 21-К) представлен чистыми песчаниками, а в соседних скв. 1 (Шалашна) и 8-К появля­ется несколько глинистых пропластков.

Рис.55. Сопоставление разрезов скважин терригенной толщи нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения:

1 – известняки; 2 – алевролиты; 3 – песчаники; 4 - глины

В скв. 1-К интервал 1616— 1634 м почти полностью сложен глинистыми породами, которые в соседней скв. 2-К (1644—1622 м) замещаются песчаником. Фа­циальная изменчивость яснополянской терригенной толщи затруд­няет корреляцию разрезов скважин. Выделение основного (туль­ского) репера и групповых реперов внутри терригенной толщи все же дает возможность сопоставить разрезы скважин (рис. 55).

Основному каротажному реперу соответствует пласт серого, темно-серого или коричневато-серого алевритистого и песчанистого известняка, мощность которого выдерживается но всей и площади месторождения (5 - 6м). Под тульскими известняками прослеживается пачка глинистых пород, являющаяся покрышкой для нефтяной залежи. Мощность пачки довольно выдержана и составляет 5-6 м; в крыльевых скважинах она увеличивается до 8—10м. Под глинистой пачкой выделяется песчаная пачка — пласт Б₁. Эти песчаники наиболее неоднородны и не выдержаны как по разрезу, так и по площади. Увеличение глинистости отмечено в прогибах между Северо-Яринской и Яринской площадями и в районе скв. 42, 16, 17, 76, 44, 71-Я и 12-Я, где песчаники частично или даже полностью замещаются глинистыми породами. На Каменноложской площади наибольшая глинистость пород характерна для сводовых и присводовых скв. 1, 4, 8, 22- К, 283, 274, 276. На восточном крыле (восточнее скв. 1,5-К, 283) и на южной переклинали складки (скв. 19, 21, 17-К) пласт снова сложен песчаниками.

Почти полное замещение песчаников пласта Б₁ глинистыми породами наблюдается в некоторых крыльевых скважинах Яринской (скв. 14, 128, 10, 22, 123-Я) и Каменноложской площадей (скв. 7, 15, 16, 31 - К). Частичное замещение верхней части песчаной пачки отмечается во всех крыльевых скважинах обеих площадей. На каротажных диаграммах большинства скважин можно выделить два местных репера. Первый из них залегает в кровле песчаников характеризуется минимумом КС; второй максимумом КС и выделяет подошву песчаников.

Ниже первой песчаной пачки залегает глинистая пачка, очень сильно изменяющаяся по мощности. Наиболее развита она в районе скв. 124, 45, 75, 74, 69, 681, 125-Я. В плане зона развития глинистой пачки вытянута с северо-запада на юго-восток. Глинистая пачка развита не на всей площади; во многих скважинах на уровне залегания ее наблюдаются песчаники, ничем не отделенные от вышележащей песчаной пачки (рис. 56).

По подошве рассматриваемых глин проходит условия гранита тульского и бобриковского горизонтов. В других районах Волго-Уральской провинции эта граница проводится обычно по подошве песчаников.

Залегающие ниже бобриковского отложения представлены в основном песчаниками с подчиненными глинистыми пластами (до 9 пластов). Наибольшее число глинистых прослоев отмечено в северной части площади (в профиле скв. 137 и 12-Я): южнее роль глин уменьшается, а затем снова возрастает в райцоне скв. 45, 75, 99, 78, 88, 31, 61, 1, 125, 96-Я и особенно вблизи скв. 45, 75, 46-Я, где песчаная фация замещается глинистой.

Они сливаются здесь с описанной глинистой пачкой нижней части тульского горизонта. Южнее мощность глин сокращается, но в районе скв. 32, 37, 39-Я снова увеличивается. Южнее на Каменоложской площади глинистость уменьшается. Здесь нередко от подошвы верхней тульской глинистой пачки песчаники представлены монолитным пластом, содержащие лишь тонкие прослои глин.

Только в южной части площади глинистый пласт появляется вновь и достигает в скв. 8-К мощности 2 м, а в скв. 4-К - 8 м; в скв. 31-К можно наблюдать уже несколько глинистых прослоев.

Б

Рис. 56 Геолого-геофизическое сопоставление разрезов скважин терригенной толщи нижнего карбона Ярино-Каменоложского месторождения:

1 – известняки; 2 – глины; 3 – алевролиты; 4- песчаники

обриковские песчаники более однородны, чем вышележащие. В верхней части пачки обычно залегают мелкозернистые породы, ниже сменяющиеся среднезернистыми, а в подошве снова залегают мелкозернистые песчаники, часто черные. В этой пачке песча­ников можно выделить два местных репера, имеющих повышенное КС. Первый залегает в кровле песчаников, а второй - в средней их части. Описываемые песчаники относят к пластам Б₂ и Б₃. Подчиненные им глинистые прослои считаются граничными между этими пластами.

Пласт Б₁ в тех частях Ярино-Каменноложского месторождения, где подстилающая его глинистая пачка замещается песчаниками, сливается с пластами Б₂+Б₃, образуя мощную песчаную толщу (скв. 50, 2, 84, 82, 49, 79-Я, 303, 302, 305 и др.). Зоны слияния песчаников образуют восемь полос: одна находится на Яринской площади и проходит через скв. 50, 82, 2, 84, 49, 79, 60, 61, 30-Я, другая - на Каменноложской площади.

Направление песчаных полос, в которых сливаются пласты: Б₁+Б₂+Б₃, - северо-западное. Эти полосы (или рукава), вероятно, образованы русловыми потоками, которые размывали ранее отложившиеся осадки, в том числе и глинистую перемычку между пластами Б₁ и Б₂, а затем заполнили выработанные долины. Например, можно видеть, как глинистый прослой, наблюдаемый в разрезах скв. 89-Я (интервал 1680-1684 м) и 11-Я (интервал 1644-1648 м), исчезает в разрезе скв. 90-Я. При корреляции разрезов скважин вдоль этих полос четко выделяются глинистые прослои между пластами Б₁ Б₂, Б₃. Существование полос, в которых пласты Б₁ и Б₂ сливаются, указывает на условность выделения отдельных песчаных пластов. В действительности между пластами Б₁ и Б₂ существует гидродинамическая связь. Эти соотношения необходимо учитывать при разработке нефтяного месторождения.

Между песчаниками пласта Б₃ и турнейскими известняками залегает глинистая пачка, сложенная аргиллитами и алевролитами. Мощность пачки колеблется от 5 до 20 м. Пачка достигает максимальной мощности там, где происходит замещение нижней части песчаников Б₃ глинистыми породами. Глинистую пачку относят к малиновскому горизонту; возможно, однако, что к этому горизонту следует относить лишь нижнюю ее часть (5-6 м), а верхнюю - к бобрнковскому горизонту.

В нижней глинистой пачке выделяется еще одни песчаный пласт Б₄. Он всюду охарактеризован высокими значениями КС и минимальными ПС. По данным каротажа этот пласт иногда почти не отличим от подстилающих его известняков. Опробован он только в одной скв. 6-Я. Качество нефти и пластовое давление резко отличается от аналогичных параметров в вышележащих пластах. Песчаник, поднятый из скв. 6-Я, видимо, относится к песчаному прослою, залегающему на размытой поверхности турнейских известняков. В других скважинах пласт сложен песчаниками и алевролитами.

Турнейские известняки, залегающие под терригенной толщей, представлены породами серыми и темно-серыми, в которых нет плоско-параллельных слоев. Весьма вероятно, что известняки входят в состав рифового массива.

Для всей терригенной толщи характерно увеличение ее мощности в скважинах, расположенных на склонах поднятия. Так в скв. 5-Я, 325 мощность терригенных отложений возрастает, в них появляется много новых прослоев.

В процессе детальной корреляции были выявлены пласты с аномально высоким сопротивлением (АВС). В процессе подсчета запасов и проектирования разработки было высказано мнение, что аномальное сопротивление 400 Ом*м обусловлено наличием карбонатного цемента, в связи с чем они были полностью исключены из расчетов эффективной толщины. Дальнейшее изучение Н.Г. Балашевой и др. природы пластов с АВС показало, что таким сопротивлением обладает три группы пород.

Первая группа пород представлена песчаниками с небольшим количеством карбонатного материала. АВС этих пластов обусловлено разрывом сплошности пленки связанной воды ввиду высокой их нефтенасыщенности. Отмеченные пласты характеризуются аномально высоким приращением на микрозондах и низким разностным параметром ∆l_nj = 0.2-0.3. Коэффициент нефтенасыщенности этих пород во многих случаях достигает 0,90-0,92. Отмеченная группа пород занимает около 20% объема пород-коллекторов терригенной толщи нижнего карбона.

Вторая группа пород установлена в пределах внутреннего контура нефтеносности. АВС этих пластов связано с их низкой нефтенаыщенностью, что обусловлено низкой вязкостью пластовой нефти. На коротажных диаграммах эти породы-коллекторы отмечаются высокими показателями на кривых микрозондов и высокими значениями разностного параметра ∆I_nj.

Третья группа пород – это пласты – коллектора, содержащие окисленную нефть. АВС их обусловлено гидрофобизацией поверхности поровых каналов. Такие породы зафиксированы как в зоне ВНК, так и в средней части продуктивной толщи. Эти породы характеризуются высокими значениями на диаграммах микрозондов и высоким водородосодержанием (∆I_nj = 0,2-0,3).

Таким образом в процессе детальной корреляции была установлена значительная неоднородность продуктивных пластов по площади и разрезу Ярино-Каменоложского месторождения, выделены пласты с АВС. На восьми участках площади залежи установлены зоны слияния продуктивных пластов (гидродинамические окна). На формирование терригенной толщи нижнего карбона в значительной степени влиял палеорельеф размытых турнейских известняков. В разрезе изучаемой терригенной толщи нижнего карбона установлено пять продуктивных пластов: Б₀, Б₁, Б₂, Б₃, Б₄. Геологическая характеристика платов приведена в табл. 44.

Пласт Б₀ выделяется в верхней части терригенной толщи, он сложен алевролитами и глинистыми песчаниками, которые обычно залегают линзообразно. Мощность пласта от 0 до 4 м. Ввиду незначительной мощности и низких коллекторских свойств при разработке существенного значения не имеет. При значительном снижении забойного давления из него могут быть получены притоки нефти.

Пласт Б₁ не выдержан как по распространению в пределах площади, так и по составу пород. В нем выделяются две пачки, которые разделяются или аргиллитовым прослоем, или плотными песчаниками с карбонатным цементом. Разделение на пачки хорошо прослеживается на обоих крыльях поднятия, а в своде они обычно сливаются. За подошву пласта Б₁ иногда ошибочно принимают подошву верхней его пачки, в то время как ее следует установить в кровле глинистого раздела между пластами Б₁ и Б₂.

Полное или почти полное замещение пласта Б₁ глинистыми породами отмечено в северной части Яринской площади, почти по всему западному крылу поднятия (скв. 204, 217) и частично в сводовой части Каменноложской площади (скв. 1, 285, 274). Наименьшая мощность пласта отмечена в северной площади Яринской площади (0 – 5 м), а максимальная (20 – 26 м) – в сводовой части поднятия (скв. 31, 29, 302).

Пласт Б₂ наиболее выдержан как по мощности, так и по литологическому составу. В отличие от пласта Б₁ песчаники и алевролиты пласта Б₂ лишь частично замещаются глинистыми породами (скв. 88, 31, 99, 22-К, 297). Подошва пласта Б₂ совпадает с кровлей глинистого прослоя между пластами Б₂ и Б₃, который на большей части площади отсутствует: тогда пласт условно выделяется путем прослеживания групповых каротажных реперов. Для целей разработки эти два песчаных пласта необходимо рассматривать как единый эксплуатационный комплекс (Б₂+Б₃). В наиболее возвышенных частях поднятия мощность пластанесколько сокращается (скв. 25-Я, 109, 105), а максимума достигает в крыльевых скважинах. Изменение мощности пласта зависит от палеорельефа турнейских известняков, она колеблется от 15 до 20 м.

Пласт Б₃ отличается интенсивной фациальной изменчивостью и особенно значительным изменением мощности. В отличие от распространенных представлений, автор работы считает, что колебание мощности пласта целиком зависит от палеорельефа турнейских известняков: мощность уменьшается или пласт полностью отсутствует на возвышенностях этого рельефа. Полное отсутствие пласта отмечается в наиболее возвышенных участках структуры (скв. 139, 140, 25, 6, 40, 90 ,11, 93). Наибольшая мощность зонального интервала Б₃ отмечается в скв. 324, 278; это вызвано значительным размывом турнейских известняков на данных участках. Мощность пласта Б₃ изменяется от 0 до 27 м. Суммарная мощность пластов Б₂ и Б₃ колеблется в пределах 25 - 47 м. Это наиболее важный комплекс при разработке залежи.

Пласт Б₄ представлен алевролитами и реже песчаниками, для него характерна резкая фациальная изменчивость Пласт Б₄ распространен зонально: две зоны отмечены на Яринской и две — на Каменноложской площадях. Местами этому пласту соответствуют отдельные песчано-алевролитовые линзы. Мощность пласта 0 -9 м.

Формирование терригенной толщи связано с развитием регрессии в малиновское и бобриковское время, тульское время характеризуется развитием трансгрессии. Снос обломочного материала производился с северо-запада (по данным Т. А. Смирнова) крупной рекой с огромной палеодельтой.

Таблица 44

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Ярино-Каменноложского нефтяного месторождения

Параметры	Башкирско-намюрская залежь			Залежи продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона					Турнейская залежь плата Т1
	Пласт VI	Пласт VII	В целом по залежи	Б0	Б1	Б2	Б3	В целом по толще
Глубина залегания, м Тип коллектора Общая толщина, м Эффективная толщина, м ГНК, м ВНК, м Пористость по керну, % Проницаемость по керну, мкм2 Плотность нефти в пл. условиях, г/см3 Вязкость нефти в пл. условиях, мПа*с Газовый фактор, м3/т	1360 24 8-18 1106 1148 1-28 0,0001-0,7 0,764-0,778 1,12 123	1400-1420 22 10-50 1138 1148 4,9-13,3 0,0001-0,053 0,764-0,778 1,12 123	1380-1420 46 10-18 - 1148 9,0 - 0,769 1,12 125	1630 0,4 0-2,5 - 1426-1429 4,3-9,16 0,001-0,050 - - -	1650 2,5-18 2-15 1346 1426-1429 2,5-22,5 0,0001-0,0287 0,753 0,90 159	1680 4-57 3-40 - 1126-1429 2,2-23,5 0,0001-0,0237 0,753 0,90 159	1700 0,9 0-6 - 1429-1433 14-16 3,060 - - -	1630-1700 50-85 45-52 1346 1426-1429 16 0,200-0,348 0,753 0,90 159	1700-1760 35-40 15,6 - 1440 3,8-15,4 0,07 0,743 0,99 165

В пластах Б₁, Б₂ и Б₃ выявлен единый ВНК, зеркало его наклонно. На Яринской площади контакт принят на отметке -1426 м, а на Каменноложской — на отметке - 1429 м; в крыльевых скважинах контакт зафиксирован несколько ниже, чем в сводовых. В пласте Б₄ ВНК установлен нами немного ниже (-1429÷-1433 м). В результате наличия плотных прослоев и значительной неоднородности пород-коллекторов ВНК в пласте Б₁ находится на самой низкой отметке (-1429÷ - 1431 м); в пластах Б₂+Б₃ несколько выше, на отметке - 1423 м. В результате ВНК имеет «горбообразную» форму. Это подтверждают данные испытания некоторых скважин, например скв. 2-К, где получен приток пластовой воды на довольно высокой отметке - 1419 м. Залежи пластов Б₁ и Б₂ + Б₃ — пластовые сводовые, а пластов Б₃ и Б₄ — литологически экранированные.

Анализ фильтрационно-емкостных характеристик пластов позволяет сделать вывод о недостаточной охарактеризованности залежи такими параметрами, как пористость и проницаемость, которые определяются по лабораторным анализам керна. В связи с чтим для оценки фильтрационных параметров каждого пласта и в целом залежи были привлечены многочисленные и планомерные гидродинамические исследования. Исследования проводились при установившихся и неустановившихся (снятие кривых восстановления давления и проведение гидропрослушиваний) отборах.

Индикаторные кривые, получаемые в результате исследований при установившихся отборах, подразделяются по форме на: а) прямолинейные, б) выпуклые к оси дебитов; в) вогнутые к оси, дебитов. Прямолинейная кривая отражает линейный приток жидкости в скважину, выпуклая характеризует газовый режим. В условиях Ярино-Каменноложского месторождения многие скважины эксплуатируются при давлении ниже давления насыщения. Обработку материалов, полученных при исследовании таких скважин, следует вести с использованием функции ∆Н, учитывающей изменения фазовой проницаемости жидкости с изменением давления. В этом случае индикаторная диаграмма строится в координатах ∆Н и q (q — дебит в т/сут). Введение функции ∆Н значительна спрямляет индикаторную кривую. Значения k_пр и ε получаются гораздо выше, чем при расчете этих же параметров при условии, движения однофазного потока.

Характер кривых, вогнутых к оси дебитов, объясняется разными исследователями по-разному, но большинство считают, что они образуются вследствие наличия в пласте нескольких пропластков, вступающих в работу при разных депрессиях. Некоторую роль, видимо, играет здесь и большая скорость фильтрации. Мелкие частицы пороли могут выноситься из пористых каналов, что вызывает увеличение пористости и проницаемости. Нами были проведены расчёты параметров k_пр и ε при условии движения по пласту однофазного и двухфазного потоков. Наиболее низкая проницаемость пласта Б₁ характерна для северной части Яринской площади. Гидропроводность пласта Б₁ изменяется от 20 до 200 -300 (мкм²*см)/(мПа*с); наилучшая гидропроводность отмечена районе скв. 2, 6, 19, 305, 324, 19-К. Значения проницаемость (k_пр) для пластов Б₂+Б₃ от 0,07 до 0,5 мхм². Можно отметить следующую закономерность: проницаемость пород увеличивается в южном направлении и максимум ее отмечается в средней части Каменноложской площади. Гидропроводность пластов Б₂+Б₃ от 80 - 100 до 400 - 700 (мкм^2*см/(мПа*с). Наибольшая гидропроводность отмечена и средней и южной частях Каменноложской площади.

Обработка кривых восстановления давления велась с учетом и без учета притока. Исследования, проведенные А А. Литвиновым, А. Ф. Блиновым в 1964 г., а также II. Ф. Рахимкуловым в 1965 г. показали, что параметры пласта, рассчитанные с учетом и без учета притока, в основном совпадают. Поэтому обработку кривых восстановления давления можно вести без учета притока по опубликованным формулам.

Кривые восстановления давления по форме делятся нами на три группы. Первая группа - «нормальные» кривые, на которых выделяются два участка: криволинейный и прямолинейный (Р_заб ≥ Р_нас). Вторая группа - кривые с тремя участками (Р_заб < Р_нас). Параметры пласта, определяемые по среднему (фиксированному) участку завышены по сравнению с их величинами, полученными по конечному участку, соответствующему однофазной жидкости (см. рис. 1). Этим вносилась значительная погрешность в расчете гидропроводности. Методика обработки кривых второй группы предложена Ф. Я. 3азовским в 1964 г. Третью группу составляют «горбообразные» кривые, характеризующие газовый режим. Обработка таких кривых должна проводиться с учетом притока по их начальному участку.

Значения параметров пласта, полученные при расчете по кривым восстановления давления, значительно превышают значения параметров пласта, вычисленные по индикаторным кривым. Это объясняется тем, что параметры, вычисленные по индикаторным кривым, характеризуют призабойную зону скважин и зависят от учета коэффициента несовершенства скважин, от выбора радиуса контура питания, приведенного радиуса скважин и других величин. При обработке кривых восстановления давления эти факторы не влияют на определение параметров удаленной части пласта.

Расчет параметров пласта по совершенной скважине методом установившихся отборов и по кривым восстановления давления показал, что они в основном совпадают. Сравнение полученных параметров, с парметрами, рассчитанными по несовершенным скважинам, привело к выводу, что учет несовершенства скважин производится с большой погрешностью.

На основании анализа параметров пласта, вычисленных по индикаторным кривым, было установлено, что они значительно занижены и потому их не следует применять в расчетах по добыче нефти и разработке нефтяных залежей. Параметры пласта, полученные по кривым восстановления давления и заложенные в расчеты по добыче нефти, оказались завышенными в среднем на 300%. Этот факт объясняется, во-первых, расчетом параметров пласта по фиктивному уклону кривых восстановления и, во-вторых, неучетом движения по пласту двухфазной жидкости. Для практического пользования было предложено применять параметры, вычисленные по кривым восстановления давления, но с определенным поправочным коэффициентом.

Н а рассматриваемом месторождении в большей части скважин перфорированы и совместно эксплуатируются пласты Б₁, Б₂ и Б₃; полученные по этим скважинам - параметры характеризуют весь комплекс пластов в целом.

Для определения фильтрационных параметров раздельно по каждому из пластов применялась методика косвенной их оценки, изложенная в гл. 7. Расчет соответствующих параметров позволил впервые построить схематические карты гидропроводности отдельно по пласту Б₁ (рис. 57) и пластам Б₂+Б₃. Гидропроводность пласта Б₁ изменяется от 20 до 800 (мкм²*см)/(мПа*с), пластов Б₂ + Б₃ — от 80 до 1700 (мкм2*см)/(мПа*с).

К

Рис. 57. Схематическая карта гидропроводности пласта Б₁ Ярино-Каменноложского месторождении:

1 - изолинии гидропроводности; 2 - зоны отсутствия коллектора; зоны характеризующиеся гидропроводностью (мкм²*см)/(мПа*с); 3 - от 25 до 500, 4 - более 500; скважины: 5 - нагнетательные, 6 - добывающие

роме того, для месторождений этого типа применялся метод гидропрослушивания, который основан на перераспределении давления в пласте при изменении режима работы скважины. Применение этого метода для условий Ярино-Каменноложского месторождения имеет ограниченные возможности, так как многие скважины эксплуатируются ниже давления насыщения, вследствие чего в определение параметров вносится крупная погрешность. Этим методом определяется гидродинамическая связь между скважинами и между пластами, а также между отдельными частями залежи. Однако при наличии свободного газа в пласте также вероятно получение неверных данных. Метод гидропрослушивания в условиях Ярино-Каменноложского месторождения может дать лишь качественную картину распределения параметров в пласте и выявить местонахождение различного рода экранов. В процессе исследований установлена замедленная связь между нефтяной и законтурной частями залежи, что ускорило темп падения давления в добывающих скважинах и привело к увеличению оттока закачиваемой жидкости.

Гидропрослушивание помогло установить на описываемом месторождении отсутствие гидродинамической связи между законтурной и нефтяной частями залежи почти на всем западном крыле и отдельных участках восточного. Отсутствие гидродинамической связи выявлено и между рядом добывающих скважин, что может быть объяснено вероятно, наличием литологических экранов. Интересно отметить, что на первых этапах разработки залежи нижнего карбона исследования пьезометрических скважин позволили сделать вывод о хорошей гидродинамической связи между нефтяной и законтурной частями залежи. Однако в процессе разработки вследствие отборов нефти на ряде участков залежи стало наблюдаться резкое падение пластового давления. Усиление закачки воды не дало положительного эффекта. Особенно интенсивное падение пластового давления было зафиксировано на западном крыле структуры (скв. 49, 81, 82, 103, 53, 87 и т. д.). По замерам пластовых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах в течение определенного времени строились карты разницы пластовых давлений (∆р).

Анализ этих карт позволил почти но всему западному крылу и отдельным участкам восточною установить зоны повышенного давления и районе нагнетательных скважин и соответственно зоны пониженных давлений в районе добывающих. Сопоставление полученных материалов с результатами гидропрослушивания позволило сделать вывод о наличии экранов почти по всему западному и частично восточному крыльям структуры. Наличие экрана подтверждалось также результатами испытания скв. 168, пробуренной в зоне экрана на западном крыле поднятия. Здесь в нижней части пластов Б₂+Б₃ в водонасыщенной части (1705 - 1710 м) пластовое давление достигло 17,7 МПа. При перфорации нефтенасыщенной части (1085 - 1695 м) был получен небольшой приток нефти, скважина не фонтанировала, пластовое давление составляло всею лишь 9,01 МПа. Перепад достиг 8,66 МПа. Па восточном крыле отсутствие гидродинамической связи зафиксировано между скв. 11 и 63, 89 и 60, 89 и 114. Причинами образования экрана, на наш взгляд, могли быть либо значительные фациальные и литологические замещения пластов, либо усиление деятельности микроорганизмов в зоне ВНК вследствие закачки пресной воды в пласт.

Дальнейшее исследование причин образования экрана Н. Г. Балашовой и др. в 1973 и 1981 гг. позволило выделить вблизи ВНК пропластки с окисленной нефтью, сопротивление которых достигает 1000 Ом*м. Этот вывод был сделан по материалам бурения оценочных скв. 711, 715, а также исследования керна из скв. 742. Однако причины наличия пропластков с окисленной нефтью до настоящею времени так и не установлены. Вполне вероятно, что образование окисленной нефти, как отмечалось нами выше, связано с жизнедеятельностью микроорганизмов.

Наличие экрана послужило основанием для прекращения закачки в нагнетательные скважины западного крыла и переноса ее в скважины восточного крыла. При этом было решено увеличить давление закачки, а, кроме того, производить ее раздельно в каждый из продуктивных пластов. Для интенсификации процесса разработки сначала было предложено создать разрезающий ряд между Яринской и Каменноложской площадями, затем разрезать залежь еще двумя рядами нагнетательных скважин. Положение разрезающих рядов обосновано путем анализа всех геолого-промысловых материалов по залежи.

На Ярино-Каменноложском месторождении пробурено большое число скважин, эксплуатация здесь ведется давно, что, естественно, помогло сделать выводы об особенностях геологического строения района. Геологическое строение изучено на основании комплекса материалов по всем скважинам, включая обработку данных каротажа, образцов керна, а также гидродинамических исследовании скважин. Использование всех этих данных помогло расчленить монотонную терригенную толщу визейского яруса. В ней выделены четыре поверхности несогласия, описаны особенности строения пластов, обнаружены тупиковые зоны (восточное крыло), выявлены плотные прослои песчаника с АВС и установлена значительная неоднородность пластов. В результате изучения терригенной толщи выделены зоны с наилучшей гидропроводностью, определены параметры пластов, установлено наличие в пласте экранов, оконтурены наиболее проницаемые участки, по которым происходит обводнение, а также выделены зоны с наиболее выдержанным давлением в пласте.

Геолого-промысловый анализ разработки с учетом особенностей геологического строения позволил наметить основные мероприятия но разработке залежей, повлиять положительно на состояние их разработки.

Разработку (залежей пластов Б₀ и Б₄ предлагалось проводить по системе с очаговым наводнением. По каждому из пластов намечено положение разрезающих рядов и предложена раздельная закачка воды. Кроме того, в зональные интервалы «а» и «б» пласта Б₁ также рекомендуется раздельная закачка воды. Пласт Б₄ чаще всего залегает в виде линз, обычно заполняя «карманы» в пониженных частях палеорельефа турнейских известняков. Здесь кроме очагового заводнения предложено еще и разрезание двумя рядами нагнетательных скважин.

Рассмотрим, каким образом влияли геолого-промысловые особенности залежи на процесс вытеснения нефти. Закачка воды с начала разработки в целом но залежи составляла 104,3% от отобранной жидкости, по Яринской площади - 115,7%, по Каменноложской - 95,3%. Положительный баланс между закачкой воды и отбором нефти проявился лишь с начала 1964 г., в связи с переносом фронта нагнетания воды в пласты Б₂ и Б₃ и закачкой воды в скважины разрезающего ряда. Выполненные расчеты показали, что отток закачиваемой воды по Яринской площади составляет 40 - 50%, а по Каменноложской 30 - 35%, что подтверждается и данными разработки залежи (на месторождении, например, Зольный Овраг давление в центральной части площади восстановилось до первоначального при превышении закачки воды над отбором на 70 % — по данным А. Л. Капишникова).

Среднесуточная добыча нефти по Яринской площади значительно отставала от проектной, что вызвано отставанием закачки воды в пласт и снижением пластового давления в залежи. Начальное пластовое давление в залежи равно 17,0 МПа, давление насыщения - 15,8 МПа. Закачка воды на Яринской площади началась в сентябре 1957 г., но добывающие скважины не реагировали на нее. К концу III квартала 1963 г. давление внутри контура нефтеносности упало до 12,66 МПа, а в зоне отбора — до 11,5 МПа. Минимальное пластовое давление составило 10,1 — 10,3 МПа. С IV квартала пластовое давление стабилизировалось и среднее взвешенное давление внутри контура и в зоне отбора возросло соответственно на 0,9 - 1,0 МПа. Стабилизации и повышению давления на площади способствовали: 1) увеличение темпов закачки воды; 2) увеличение объема закачки воды на восточном крыле; 3) закачка воды раздельно по пластам; 4) создание разрезающего ряда между Яринской и Каменноложской площадями. В то же время по ряду центральных скважин (скв. 40, 104, 166) зафиксировано падение давления от 0,2 до 1,4 МПа, что свидетельствует о перераспределении давления в залежи.

На распределение пластового давления на Каменноложской площади влиял отбор нефти на Яринской площади. Закачка воды в залежь началась в 1962 г., но давление продолжало падать до конца 1963 г. - начала 1964 г. На 1/Х 1964 г. среднее взвешенное давление в зоне отбора и в контуре нефтеносности упало соответственно до 13,43 и 14,64 МПа. К концу 1964 г. пластовое давление в залежи начало расти. Таким образом, отставание темпов закачки воды от темпов отбора нефти недопустимо. Пониженная проницаемость в законтурной области и затрудненная связь ее с залежью обусловливают необходимость расстановки нагнетательных скважин ближе к водонефтяному контакту. Максимальное пластовое давление на Ярино-Каменноложской площади отмечено в пласте Б₃, среднее — в пласте Б₁ и минимальное — в пласте Б₂. В пласте Б₄ пластовое давление характеризуется большим диапазоном изменения — от 9 до 16 МПа.

Снижение забойного давления ниже давления насыщения на Ярино-Каменноложском месторождении достигает 30 - 45%, что способствует выделению газа в пласте. При сегрегация газа в пласте газ стремится собраться у кровли пласта в самых его повышенных участках, образуя газовые шапки. Газовый фактор в добывающих скважинах в этот момент или остается постоянным, или падает. С ростом газовой шапки отмечается прорыв газа в добывающие скважины, газовый фактор в них растет. Из-за высокого газового фактора в 1962 г. была законсервирована большая часть скважин Яринской площади (скв. 2, 93, 41, 36, 59, 78, 79, 103, 104). В 1963 г. зона разгазирования еще больше увеличилась (скв. 38, б, 7, 39, 54, 140, 97) и захватила даже северную часть Каменноложской площади (скв. 29, 144). В 1964 г. в связи со стабилизацией и ростом пластового давления сократились зоны раз-газирования, часть скважин была даже выведена из консервации (скв. 7, 78, 96, 108 и т. д.) и эксплуатировались с нормальным газовым фактором.

Таким образом, в начальный период разработки в залежи наметились явные признаки режима растворенного газа. Аналогичная картина наблюдалась и на месторождении Зольный Овраг, но здесь уже через год после начала поддержания пластового давления газовый фактор стал устойчивым. Для ликвидации последствий режима растворенного газа на Ярино-Каменноложском месторождении необходимо было увеличить объем закачиваемой воды, так как энергии краевых вод явно не хватало для восстановления пластового давления. Следовательно, на такого типа залежах поддержание пластового давления следует проводить уже на первых этапах разработки. При разработке залежей в условиях ниже давления насыщения резкого выделения газа из жидкости не происходит, вероятно, вследствие влияния пористой среды.

Анализ заводнения пластов (контроль за продвижением ВНК) на Ярино-Каменноложском месторождении осуществлялся приборами РКМ-7, ИГН. До 1964 г. скважины Яринской площади обводнялись незначительно (скв. 16, 61, 62, 100), но в связи с созданием разрезающего ряда и переносом фронта нагнетания появилась вода во многих скважинах северной и южной частей площади, а также в скважинах первого и второго эксплуатационных рядов. Вытеснение нефти закачиваемой водой происходило неравномерно, вода прорывалась по наиболее проницаемым прослоям. В северной части площади такое направление зафиксировано по линии скв.61, 62, 11, 85, 94, 143, 54, в южной — по линиям: 1) скв. 32, 40, 39, 113, 159, 153, 23 и 2) скв. 80, 19, 117, 112, 115, 159. На юге Каменноложской площади подобная же закономерность выявлена по линии скв. 8, 276, 275, 256, 209. Анализ обводнения скважин показывает, что конусов обводнения по ним не образовалось. В местах прогрессирующего обводнения необходимо применять форсированный отбор жидкости. Капитальные ремонты здесь не дают желаемого эффекта.

Наличие в залежи пластов с различной смачиваемостью, вероятно, повлияло на равномерность выработки запасов и обводненность залежи. В связи с этим были предложены мероприятия по регулированию разработки (дифференцированные отбор нефти и закачка воды, перенос фронта нагнетания и т. п.) Принятые меры и учет геолого-промысловых особенностей залежи позволили значительно улучшить показатели разработки.

В настоящее время на завершающей стадии разработки установлено смещение залежи к западному борту. Этому способствовало значительное превышение закачки на восточном крыле. В целом нефтяная оторочка прослеживается в виде узкой полосы вблизи сводовой части залежи. Комплексный учет геолого-промысловых особенностей залежи и их интерпретация позволили осуществить ее рациональную разработку. В настоящее время текущий коэффициент нефтеотдачи близок к проектному.

Таким образом, в процессе разработки месторождений описываемого типа вся геолого-промысловая информация была получена методами, основанными на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа и воды, отбираемых из скважин; геофизическими; гидродинамическими; с помощью дебитомеров и расходомеров; позволяющими получить информацию на основе анализа эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин; геолого-промысловыми. Пример комплексной интерпретации геолого-промысловых материалов позволит учитывать их и на других месторождениях аналогичного типа.