Причины и динамика ремонтов скважин

Из приведенных материалов видно, что коллекторы представлены на всех уровнях по разрезу, при этом прослеживается некоторая тенденция сокращения доли коллектора к подошве горизонта. Практически 97% скважин в пределах зонального интервала горизонта (вероятность вскрытия) вскрыли коллектор, при этом доля коллектора по разрезу (песчанистость) составляет 0,58, а среднее количество пропластков, приходящееся на одну скважину (расчлененность) равна 5, при максимальном - 12. Характеризуясь прерывистым строением пропластков в пределах продуктивной части разреза, в целом горизонт имеет площадной характер распространения, о чем свидетельствует показатель выдержанности равный 0,986. Пропластки характеризуются различной толщиной от долей до трех метров, в отдельных случаях достигают восьми метров. Общая нефтенасыщенная толщина серпуховских отложений изменяется от 2,0 м до 57,8 м и в среднем по залежи составляет 17,2 м. В диапазоне от 2,0 до 31,4 м колеблется эффективная нефтенасыщенная толщина, которая в среднем по залежи равна 8,8 м [4].

 

1.2. Основные коллекторские свойства  пластов

Залежь 201

Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород показал, что для турнейских залежей Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов:

• известняки комковатые;
• известняки сгустково-детритовые;
• известняки шламово-детритовые;
• известняки фораминиферо-сгустковые;
• доломиты и доломитизированные известняки.

Эти типы пород отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабонефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности.

Комковатые известняки обладают наиболее высокими коллекторскими свойствами, их пористость в среднем  составляет 14,2 %, проницаемость – 63∙10^-3 мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 26,4 %. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные. Каналы относительно короткие и широкие, от 0,01 мм до 0,15 мм, их система хорошо разработана. Цемент практически отсутствует. Пористость этой разности первична, но объем пор увеличен процессами растворения. Известняки интенсивно нефтенасыщенны.

Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью, встречаются в виде трех подтипов, из которых преобладает  первый, интенсивно нефтенасыщенный со средней пористотью равной 11,3 %, проницаемостью – 6,2∙10⁻³ мкм² (мД) и остаточной водонасыщенностью – 38,7 %. Две другие разности имеют подчиненное значение, их пористость изменяется от 8 % до 10 %, проницаемость – от 0,5∙10⁻³ мкм² (мД) до 1,8∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – от 53,4 % до 60,0 %. Структура порового пространства основного подтипа сложная, поры межформенные, каналы значительно длинные, извилистые и уже, чем у комковатых известняков. Цементом служит первичный или вторичный кальцит. Ухудшение коллекторских свойств двух других подтипов происходит за счет кальцитизации породы.

Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские  свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение в них наблюдается  редко и в виде слабых пятен. Для  этой разности известняков характерен обильный цемент, представленный микрозернистым кальцитом, а также наличие многочисленных глинистых примазок. Общее содержание глинистого материала в отдельных прослоях достигает 10 %.

Пористость этой разности в среднем равна 7,8 %, проницаемость – 0,3∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 63 %, равномерное нефтенасыщение не встречается.

Фораминиферово-сгустковые известняки, доломиты и доломитизированные известняки нефти не содержат. Это  очень плотные породы с редкими порами, расположенными локально. Их пористость составляет от 5 до 6,6 %, проницаемость – от 0,05∙10⁻³ мкм² (мД) до 0,13∙10⁻³ мкм² (мД).

В кровельной пачке  преобладают известняки шламово-детритовые и сгустково-фораминиферовые. Нефтенасыщение, даже слабое и неравномерное, встречается редко. Коллекторские свойства низкие, пористость равна 7 %, проницаемость – 0,3∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 65 %.

Пласт В_IV имеет толщину от 2,8 м до 14,0 м. В нем преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Пористость пласта В_IV в целом равна 11,9 %, проницаемость – 2,9∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 38,9 %.

Пачка пород, залегающих под продуктивными пластами, представлена в основном шламово-детритовыми  и сгусково-детритовыми известняками, интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено. В целом пористость рассматриваемой пачки равна 8 %, проницаемость – 1,0∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 58 %.

Таким образом, карбонатные  породы верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам с учетом их нефтенасыщенности достаточно четко подразделяются на 4 группы:

I – коллекторы высокопроницаемые;

II – коллекторы среднепроницаемые;

III – коллекторы слабопроницаемые;

IV – неколлекторы.

К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе – известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные. В III группу включены сгустково-детритовые слабо- и неравномерно нефтенасыщенные известняки. Неколлеторами (IV группа) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.

Смачиваемость пород определялась по ОСТ 39-180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород».

По величине показателя смачиваемости  М породы классифицируются следующим образом:

• породы гидрофобные ( М=0-0,2);
• породы преимущественно гидрофобные (М=0,21-0,4);
• породы промежуточной смачиваемости (М=0,41-0,6);
• породы преимущественно гидрофильные (М=0,61-0,8);
• породы гидрофильные (М=0,81-1).

По величине показателя смачиваемости  М породы залежи 201 полностью характеризуются как гидрофобные и преимущественно гидрофобные. Среди всех образцов исследованных на месторождении, 92,8 % характеризуются как гидрофобные и преимущественно гидрофобные, 2,7 % - промежуточной смачиваемости и 4,5 % как гидрофильные и преимущественно гидрофильные.

Максимальная проницаемость по нефти имеет место при начальной  водонасыщенности пород, cоответствующей содержанию связанной воды. Породы становятся непроницаемыми для нефти при максимальной водонасыщенности, соответствующей неснижаемой остаточной нефтенасыщенности.

Для воды породы становятся проницаемыми при водонасыщенности несколько  превышающей содержание связанной  воды («критическая» водонасыщенность). Максимального значения проницаемость по воде достигает при уменьшении нефтенасыщенности до остаточного неснижаемого уровня.

На основе аналитических выражений, аппроксимирующих зависимости начальной  и остаточной нефтенасыщенности  от проницаемости, выражение для расчета коэффициента вытеснения будет иметь следующий вид:

К_выт = 1 – 0,8676*К_пр^−0,1018                                                               (1.1)

где К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.

К_пр - абсолютная проницаемость (проницаемость по воздуху) объекта, 10⁻³ мкм² [2].

Залежь 1

Фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов изучены по данным промысловой геофизики. Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам  изменяется от 10,3 % до 33,5 %, составляя в среднем по залежи 22,5 %, нефтенасыщенность - от 52,0% до 91,4%, в среднем - 82,8 %, проницаемость - от 0,030 мкм² до 8,627 мкм², составляя в среднем 1,190 мкм², как приведено в таблице 1.8.

В бобриковском горизонте представлены породы всего спектра смачиваемости. По исследованной выборке около 60 % образцов являются гидрофильными и преимущественно гидрофильными, 20 % - промежуточной смачиваемости, а остальные преимущественно гидрофильными и гидрофобными [3].

Коэффициент вытеснения для бобриковского  горизонта имеет вид:

К_выт = 1 – 1,2538 ∙ К_пр^−0,1779    (1.2)

В таблице 1.8 приведена усредненная характеристика вытеснения по исследованным образцам.

Таблица 1.8

Характеристика вытеснения нефти  водой для пород бобриковского  горизонта

Наимено-вание	Прони-цаемость по воздуху, 10-3мкм2	Содержание остаточной воды, д.ед.	Коэф-нт нефте-насыщенности, д. ед.		Коэф-т вытесне-ния, д.ед.	Проницаемость, 10-3мкм2
						для воды при остат-ой нефтена-сыщен-ности	для нефти при начальной водонасы-щенности
			началь-ной	остаточ-ной
Кол-во определений, шт.	88	88	88	88	88	87	81
Среднее значение	618 (геом.)	0,187	0,813	0,330	0,579	6,68 (геом.)	103,8 (геом.)
Интервал изменения	13-4733	0,015-0,528	0,472-0,985	0,174-0,516	0,000-0,79	0,02-631	0,19-1761

Залежи 302-303

В пределах башкирского яруса величина пористости изменяется от 0,061 до 0,252 и в среднем составляет 0,124, проницаемость колеблется от 2,7 до 5924,2∙10⁻³ мкм², в среднем равна 85∙10⁻³ мкм². Нефтенасыщенность колеблется в пределах 0,570 - 0,945, средняя величина составляет 0,832. По результатам определений пористость изменяется в пределах 0,010 - 0,333, проницаемость лежит в интервале от 0,35 до 1897,0∙10⁻³ мкм², остаточная водонасыщенность составляет 0,80 - 78,0 %. Средние значения рассматриваемых параметров равны 0,127, 68,8∙10⁻³мкм² и 38,9 % соответственно. Для проектирования приняты величины равные: пористость - 0,11, проницаемость - 85,3∙10⁻³ мкм², начальная нефтенасыщенность - 0,758. Результаты обработки ГИС и кернового материалов по определению емкостных и фильтрационных свойств коллекторов башкирского яруса приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских  свойств и нефтенасыщенности

Метод определ-ения	Наимено- вание	Проницаемость, 1∙10−3 мкм2		Пористость, дол.ед		Нач. нефтенас-ть, дол. ед
		Зал. 302	Зал. 303	Зал. 302	Зал. 303	Зал. 302	Зал. 303
1	2	3	4	5	6	7	8
Лабора-тор. исследо-вания	Колич. скв.,шт.	34	26	36	30	31	24
	Колич. опр.,шт.	677	318	947	507	626	329
	Средн. знач.	68,8	82,8	0,127	0,126	0,665	0,713
	Коэфф. вариац.	2,474	1,708	0,322	0,32	0,196	0,17
	Интенрвал изменения	0,35 -1897	0,4 -1987	0,010-0,333	0,059 -0,331	0,220-0,992	0,250-0,963
Геофизич. исследов. скважин	Колич. скв, шт.	712	485	712	507	528	320
	Колич. опр.шт.	2215	2201	2215	2201	1230	1309
	Средн. знач.	85,3	278,1	0,124	0,142	0,832	0,847
	Коэфф. вариац.	3,531	2,875	0,234	0,271	0,11	0,115
	Интервал изменения	2,7-5924,2	3,5 - 9053	0,061-0,252	0,074-0,259	0,570 -0,945	0,552-0,967
Принятые при проек- тировании		85,3	278,1	0,127	0,126	0,758	0,788

Имея результаты определения трещинной проницаемости, был построен тренд изменения этого параметра по площади. Просматривается достаточно явное увеличение проницаемости к сводовой части структуры и уменьшение на крыльях, хотя в ряде случаев имеются значения проницаемости характерные купольной части.

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов серпуховского горизонта изучались на существенной выборке лабораторных данных и еще в большей степени по данным ГИС. Пористость изменяется в пределах от 0,059 до 0,259, в среднем составляет 0,126. Крайние значения проницаемости по данным 318 определений находятся в границах 0,4 – 1987 мкм²∙10^-3, в среднем равна 82,8мкм²∙10^-3. В среднем коллекторы насыщены на 71,3 % (см. табл. 1.12). По данным скважинных исследований емкостные свойства изменяются в границах 0,074 - 0,259, математическое ожидание равно 0,141. По тому же объему выборки фильтрационные свойства находятся в пределах 3,5 - 9052,5 мкм²∙10^-3 и средняя величина проницаемости равна 278,7 мкм²∙10^-3. В зависимости от величины пористости меняется и нефтенасыщенность, которая колеблется от 0,552 до 0,967, и в среднем составляет 0,84.

Кондиционные значения серпуховских коллекторов следующие: пористость - 7,7%, проницаемость - 37∙10^-3 мкм², нефтенасыщенность - 0,537. Анализ тренда трещинной проницаемости показал закономерное уменьшение параметра от сводовой в сторону переклинальной части залежи. Так, если в своде выделяются зоны с абсолютной величиной достигающей более 200мД, то ближе к контуру значения уменьшаются до 40мД и менее. Аналогичный характер поведения подмечен и на залежи 302.

Таким образом, особенностями геологического строения залежей являются: ухудшение  коллекторских свойств продуктивных отложений от серпуховского  горизонта к башкирскому ярусу, параметры макронеоднородности от нижнего объекта разработки к верхнему повторяют динамику коллекторских свойств, за исключением коэффициента расчлененности.

Очевидно, природа происхождения  проницаемости и характер ее распространения  в определенной мере может сказаться  на динамике отбора жидкости по скважинам. Можно сделать предположение о более интенсивных темпах и динамике обводнения продукции скважин в сводовой части залежей 302 - 303 по сравнению с бортовой и о сходстве типов динамики отбора жидкости, полученного по скважинам, дренирующим запасы нефти этих залежей.

Используя аналитические  выражения для расчёта начальной  и остаточной нефтенасыщенности, получены следующие расчётные формулы  для коэффициентов вытеснения:

Залежь 302: К_выт = 1−0,822∙К_пр^−0,1252       (1.3)

Залежь 303: К_выт = 1−0,78∙К_пр^−0,0268       (1.4)