Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов нефти на основе комплексного применения физический и химический методов интенсификации процесса нефтеизвлечения

Краткое описание

Содержание
Введение 4

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕММЫ РАЗРАБОТКИ 7 КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1 Особенности геологического строения нефтяных залежей в 7

карбонатных коллекторах

1.2 Особенности геологического строения и разработки нефтяных 11

залежей в карбонатных коллекторах Башкирии

1.3 Основные методы увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов 20

1.4 Технология разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами 24

системой горизонтальных скважин

1.5 Проводимые исследования с целью проведения эффективной 26

разработки карбонатных коллекторов

2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И 29 РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С КАБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ КРАСНОХОЛМСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Тектоника 29

2.2 Стратиграфия. 32

2.3 Характеристика месторождений и динамика показателей разработки 37

карбонатных отложений

2.4 Ресурсная база залежей нефти в карбонатных коллекторах 49

3. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ДРЕНИРУЮЩИХ 57 ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫЙ КОЛЛЕКТОР, ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ

3.1 Метод касательных 57

3.2 Определения времени запаздывания восстановления давления в 62

скважине после ее установки при неустановившейся фильтрации в упругом трещиновато-пористом пласте

3.3 Гидродинамическое исследование горизонтальных скважин 68

3.4 Многомерный статистический анализ при оптимизации и прогнозе 88

эффективности комплексных обработок очистки ПЗП скважин НГДУ «Краснохолмскнефть» совместно с анализом данных нестационарных исследований скважин

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ 104 ЗАЛЕЖЕЙ С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ НГДУ «КРАСНОХОЛМСКНЕФТЬ»

4.1 Закачка воды 104

4.2 Совершенствование циклического (нестационарного) заводнения 106

4.3 Технология изоляции продуктивных пластов для сохранения 114

естественной продуктивности при строительстве новых скважин

4.4 Технология регулирования заводнения на основе латексов 116

4.5 Применение гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов 117

4.6 Физико-химические методы интенсификации добычи нефти из 117

карбонатных коллекторов

4.6.1 Применение кислоты замедленного действия . 118

4.6.2 Внедрение технологии глубокой обработки добывающих скважин в 125 карбонатных коллекторах кислотной композицией ДН-9010

4.6.3 Технология дилатационно-волнового воздействия на нефтяные 129 пласты

4.6.4 Технология обработки призабойной зоны скважин " 135 электрогидровоздействием

4.6.5 Методы многоцикловых кислотных обработок и создание 137 кавернонакопителей

4.6.6 Технология закачки оторочек сырой нефти в добывающие скважины 139 месторождений с карбонатным коллектором

4.6.7 Повышение продуктивности скважин методом гидроразрыва в 142 карбонатных пластах с применением виброволнового воздействия на ПЗП

4.7 Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин 151 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 159 Список использованной литературы 161

4
Введение

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований. С карбонатными коллекторами связано более 40% мировых запасов нефти и около 60% мировой добычи нефти. Нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным коллекторам, широко распространены в России, на Ближнем и среднем востоке, США, Канаде и в странах Латинской Америки. В последнее время на территории Урало-Поволжья наблюдается устойчивая тенденция к снижению добычи нефти, ухудшается структура извлекаемых запасов, что проявляется в увеличении объема трудно-извлекаемых углеводородов (ТРИЗ), возрастает удельный вес карбонатных коллекторов, основные запасы нефти, в которых приурочены к турнейским и каширо-верей-башкирским отложениям.

Исключительная неоднородность карбонатных коллекторов, связанная с широким развитием в них вторичных процессов приводит к необходимости изучать не только данные по керну, но и применять комплексный подход. Помимо изучения геологических и литолого-петрофизических особенностей пород и классификации трещинных коллекторов нужно исследовать влияние горных пород на фильтрацию в них жидкости, изменение геофизических параметров, трещиноватость отложений и ряд других факторов. Так как карбонатные коллектора характеризуются высокой степенью расчлененности и прерывистостью продуктивных пластов, наличием и широким развитием густой сети трещин и каверн самых разнообразных размеров и протяженности выбор оптимальной технологии весьма затруднен.

Коэффициент успешности проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта составляет лишь 30-80% по различным объектам, а в половине скважин, затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью. Это связано со следующими причинами:

1) разработанные технологии проведения обработок не учитывают всех особенностей механизма воздействия на карбонатный коллектор;

2) низкий уровень геолого-технологического сопровождения технологий.

В настоящее время на большинстве объектов разработки АНК "Башнефть" ставится задача стабилизации добычи нефти. При наличии у компании месторождений нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, разработка данного типа залежей становится весьма актуальной. Накоплен и значительный опыт,

5

как отдельных промысловых экспериментов, так и промышленной разработки подобных объектов при различных режимах и в НГДУ "Краснохолмскнефть.

Цель работы: Повышение эффективности разработки запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам месторождений НГДУ "Краснохолмскнефть" на основе комплексного применения физических и химических методов. Создание обоснованной системы, определяющей комплекс геолого-технологических критериев выбора технологий для освоения запасов углеводородного сырья, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Задачи и методы исследования:

1. Провести структуризацию и дифференциацию залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам НГДУ "Краснохолмскнефть".

2. Выполнить множественную классификацию и идентификацию очагов воздействия с помощью статистических методов с включением в анализ гидродинамических параметров, полученных по данным нестационарных исследований скважин. Сравнить результаты классификации по группам и установить наиболее эффективные применяемые МУН по выделенным группам очагов воздействия.

3. Провести оценку изменения емкостно-фильтрационных свойств пласта в результате физико-химического воздействия на пласт по данным исследования скважин на нестационарных режимах работы.

4. Разработать методики обоснования и прогнозирования эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам.

5. На основе разработанных методик рекомендовать конкретные методы воздействия на карбонатные коллекторы провести опытно-промышленные работы и выполнить геолого-промысловый анализ их эффективности.

Научная новизна результатов, полученных в работе:

1. Впервые проведены сравнительная классификация очагов воздействия месторождений НГДУ «Краснохолмскнефть» методами ГК с включением в анализ данных гидродинамических исследований.

2. Проведен сравнительный геолого-промысловый анализ разработки выделенных групп очагов воздействия.

3. Определены геологические факторы, влияющие на эффективность использования в данном регионе физических и химических методов увеличения нефтеотдачи.

6 4. Определены геологические критерии применимости методов увеличения

нефтеотдачи и подбора оптимальной технологии для конкретной залежи нефти на основе гидродинамических исследований скважин и статистического анализа исходных геолого-промысловых данных.

Основные защищаемые положения:

1. Классификация объектов воздействия НГДУ "Краснохолмскнефть" статистическими методами с использованием данных гидродинамических исследований скважин и анализ эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов.

2. Методика выбора методов воздействия на продуктивные пласты, приуроченные к карбонатным коллекторам.

3. Новые технологии воздействия на карбонатные коллекторы с применением химических и физических методов интенсификации процесса нефтеизвлечения.

Практическая ценность и внедрение результатов работы: Результаты проведенных исследований позволяют:

- существенно поднять уровень технико-экономической эффективности технологий доразработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам;

- повысить степень использования недр, снизить обводненность добываемой продукции и энергозатраты на добычу углеводородного сырья;

- значительно повысить степень достоверности и надежности геолого-технологического обоснования и прогнозирования мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам в НГДУ "Краснохолмскнефть";

- данные проведенных исследований могут использоваться в качестве инженерных методик для выбора и прогнозирования технологической эффективности химических и физических методов воздействия на пласт в НГДУ, в которых ведется активная разработка карбонатных коллекторов.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано девять печатных работ и три патента.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Список литературы включает 65 наименований. Текст на 166 страницах, содержит 10 рисунков и 33 таблицы.

7

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБ ЛЕММЫ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1 Особенности геологического строения нефтяных залежей в карбонатных коллекторах

Более или менее точных сведений о выявленных в мире запасах нефти, приходящихся на долю карбонатных коллекторов, не имеется. В качестве их приближенной оценки чаще всего называются цифры между 30 и 50%.

Согласно данным, приведенным в работе [1] по наиболее крупным в мире 187 нефтяным и 79 газовым месторождениям с начальными извлекаемыми запасами (НИЗ) соответственно нефти более 80 млн. м3 и газа более 100 млрд. м3 на долю карбонатных коллекторов приходилось нефти 42 и газа 25% от суммарных НИЗ.

По различным нефтегазоносным территориям и бассейнам мира соотношение запасов нефти в терригенных и карбонатных коллекторах меняется от 0 до 1, составляя в среднем 0,58, а по газовым месторождениям - 0,75.

Практически все карбонатные породы образовались осаждением из водной среды, и главное их отличие от терригенных пород заключается в химическом и минералогическом составе.

Основные минералы, образующие карбонатные породы, - это кальцит и доломит, второстепенные - магнезит, сидерит, анкерит и др.

К карбонатным породам относится обширная группа пород, представленная известняками, доломитами и мергелями. Между этими тремя типами пород имеются всевозможные переходы. Одной из широко используемых классификаций названий карбонатных пород, переходных по содержанию кальцита, доломита и магнезита, является построенная по принципу отношения CaO/MgO классификация С.Г. Вишневского, дополненная Е.К. Фроловой [2].

Исходя из различных признаков — генетических, литологических, структурных, емкостных, фильтрационных и др., различными исследователями разрабо-

тано и множество классификаций нефтяных коллекторов, однако единой общепринятой классификации нет.

При решении практических задач подсчета запасов и разработки залежей в карбонатных коллекторах заслуживает внимания классификация коллекторов Ф.И. Котяхова [3], составленная с учетом классификаций других исследователей и дополненная параметрами, оценивающими долю запасов нефти, содержащаяся в пустотах различного вида: порах, кавернах и трещинах.

По этой классификации основные типы коллекторов - трещинные, кавер-ные и поровые. Остальные 9 типов сложные или смешанные.

Образование и сохранность нефтяных залежей как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах определяется тремя основными факторами - наличием коллектора, покрышки и ловушки. При решении различных вопросов теории и практики геологии нефти и газа, в частности при классификации природных скоплений нефти по типу ловушек, природных резервуаров и другим признакам, скопления углеводородов в карбонатных и терригенных коллекторах рассматриваются как залежи одного ряда.

В нефтепромысловой геологии издавна считается, что в терригенных коллекторах наиболее распространены залежи пластового типа, а в карбонатных -массивного типа с гидродинамической связью по разрезу. Для залежей различного геологического типа выработан различный подход к расчету запасов нефти и выбору систем разработки. Однако преставление о залежи в карбонатных коллекторах как массивной далеко не универсально и приводило к погрешностям в оценке запасов нефти и неверным проектным решениям по разработке.

Прерывистость нефтяных пластов, методы ее определения и целесообразность разделения коэффициента нефтеизвлечения на коэффициент вытеснения и коэффициент охвата вытеснением применительно к терригенным коллекторам были предложены академиком А.П. Крыловым [4]. Это широко используют в отечественной теории и практике при определении уровней отбора нефти из залежей и изучении влияния сетки скважин на полноту нефтеизвлечения. Таким образом, оказалось, что карбонатные коллекторы по сравнению с терри-

9

генными имеют, как правило, более прерывистое строение. Основные положения концепции прерывистости и методы ее оценки, предложенные А.П. Крыловым, американские и канадские специалисты только к карбонатным коллекторам. Зависимости доли непрерывной части карбонатного пласта от расстояния между скважинами, аналогичными зависимостям Б.Ф. Сазонова, были получены для месторождений Мине в США [5] и Джуди Крик в Канаде [6].

Прерывистость часто характеризуется коэффициентом распространения коллектора (доля коллектора в общем объеме или площади залежи) или коэффициентом воздействия [7]. Однако надежной оценке эти параметры до окончания разбуривания залежи, как правило, не поддаются. На практике широко применяют статистическую связь между коэффициентом распространения и коэффициентом эффективной толщины пласта (коэффициентом песчанисто-сти), который достаточно надежно может быть определен уже по данным бурения разведочных скважин.

В процессе отложения и формирования карбонатные породы подвергаются воздействию различных факторов, в результате чего коллектор приобретает очень сложную структуру пустотного пространства - от мельчайших пор до крупных каверн и трещин. От структуры пустотного пространства зависят способствовать способность коллектора вмещать и пропускать газ или жидкость, фильтрационные свойства, начальное содержание и распределение остаточной воды и полнота вытеснения нефти.

Важная характеристика порового пространства - размеры пустотных каналов и их распределение. Поровые каналы карбонатных пород-коллекторов имеют сложную форму, поэтому их трудно охарактеризовать в каждой точке порового пространства определенным геометрическим параметром.

Наибольшее разнообразие и изменчивость пустотного пространства отмечается в породах, относящихся к доломитовой группе. Такими породами преимущественно сложены многие коллекторы:

1) межзерновые и мелкокавернозные, размеры каверн 2-2,5 мм, соотношение каверн и пор примерно одинаковое;

10

2) кавернозно-межзерновые, в различной степени трещиноватые, размеры каверн достигает 4-5 мм;

3) крупнокавернозные, представленные плотными доломитами, нарушенными макротрещинами, по которым развиты крупные каверны (10-25 мм);

4) брекчевидные плотные разности доломитов, пятнами нефтегазонасыщенные.

Структура и взаимосвязь трещинно-кавернового емкостного пространства коллектора определяют извлекаемость нефти, поэтому их следует учитывать при физическом моделировании процессов нефтеотдачи.

В природных условиях пустоты карбонатных пород по своей форме, как отмечено выше, могут быть представлены одновременно порами, кавернами и трещинами. Поэтому в общем случае продуктивный коллектор можно рассматривать как трещиновато-поровый-кавернозный. Поэтому необходимо раздельно определять емкости пустот разного вида так как абсолютная величина их, неф-тенасыщенность и нефтеотдача различны.

Исследования систем тектонических трещин как в обнажениях на дневной поверхности, так и в керне из буровых скважин (с приведением их в координаты пласта) показали, что на глубине так же как и на поверхности, наблюдается те же системы трещин [8]. Этот вывод, подтвержденный и другими исследователями [9,10], имеет чрезвычайно важное практическое значение, так как позволяет определять ориентировку, а иногда и густоту систем вертикальных трещин в глубоко залегающих нефтегазовых пластах по данным аэрологических и аэрокосмических исследований.

По сетке макротрещин избирательно развивается сеть метатрещин, делящая карбонатный коллектор на метаблоки шириной от 10 до 100 м. Наличие такой сети трещин зафиксировано в обнажениях [11]. В геолого-промысловой практике о наличии сети метатрещин можно судить по результатам многочисленных кривых восстановления (падения) забойного давления, снятых до проведения кислотной обработки, когда проницаемость пластов в зоне, удаленной от

11

забоя скважин на 10-100 м, а иногда и более, оказывается кратно выше проницаемости, определенной по керну.

По сети метатрещин избирательно развивается самая редкая и крупная сеть мегатрещин, делящая карбонатный коллектор на мегаблоки шириной от 10 до 100 м. Сеть трещин такого масштаба можно обнаружить либо визуально при изучении в натуре массивов горных пород [12] аэрогеологическими методами, либо методом трассировки таких трещин индикаторами, закачанными в пласт через нагнетательные скважины. Например, расстояние между мегатрещинами может изменяться от 500 до 1000 м.

1.2 Особенности геологического строения и разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Башкирии

Целенаправленное изучение карбонатных пород-коллекторов палеозоя платформенной части Башкортостана проводится с 1957 года, когда на Бишин-динской площади была открыта нефтяная залежь в отложениях средне-фаменского подъяруса. Последующие открытия новых нефтяных залежей в карбонатном разрезе послужили основанием для постановки исследовательских работ изучения закономерностей распространения, условий образования и перспектив нефтеносности карбонатных коллекторов, в которых содержится почти половина всех прогнозных ресурсов республики. Результаты этих исследований изложены в работах А.Р. Кинзикеева (1957), А.Я. Виарионовой (1963), A.M. Тюрихина (1962), К.К. Тимергазина (1971), В.М. Лайкам (1966), Ю.И. Шатова (1970), А.И. Крикунова (1985), В.Д. Казаковой (1987) и других геологов.

Анализ обширной информации, накопленной за более чем сорокалетний период исследования карбонатного разреза, дал возможность изучить структурно-фациальные условия развития коллекторов, литологическую их неоднородность, изменение мощностей по разрезу и по площади, числовые характеристики емкостных свойств и их взаимозависимости, степень продуктивности различного типа коллекторов. В контексте с эволюцией формирование и преобразование палеозойского осадочного чехла проведенный анализ позволил отметить следующее. На всех этапах развития палеозойского осадочного чехла на

12

формирование рассматриваемых пород-коллекторов оказывали наибольшее влияние два фактора: литолого-фациальный и тектонический, которые действовали в тесной взаимосвязи, дополняя друг друга, причем степень влияния каждого из них менялась во времени.

Обычно выделяют три основные генетические группы карбонатных пород: хемогенные, органогенные, обломочные. На территории Волго-Уральской провинции промышленно-нефтеносные породы наиболее часто встречаются в отложениях турнеиского и башкирского ярусов. Турнейские отложения представлены преимущественно сгустковыми, органогенно-детритовыми и хемо-генными известняками.

Башкирский ярус представлен толщей известняков обычно с небольшим содержанием нерастворимого остатка. Породы неравномерно-трещиноватые, пористые. По структуре карбонатные коллекторы разделяются на биоморфные, органогенно-детритовые, сгустковые, кристаллические известняки и известковые песчаники. Обломочные породы и доломиты отмечены в редких случаях.

Установлено, что целый ряд карбонатных залежей Башкортостана характеризуются одинаковыми и даже лучшими показателями разработки, чем крупные объекты одновозрастных пластов Самарской, Оренбургской областей и Татарстана. Однако, наблюдается заметное отставание в темпах отбора нефти и жидкости в месторождениях среднего карбона Башкортостана. В Татарстане, где карбонатные породы характеризуются более худшими коллекторскими свойствами пласта и пластовой нефти, чем на остальных регионах Урало-Поволжья, в настоящее время проводятся обширные опытно-промышленные работы по изучению влияния плотности сетки (4,8,16 га/скв) на технологические показатели разработки верейского горизонта, башкирского и турнеиского ярусов.

Разработка продуктивных горизонтов среднего карбона Башкортостана. Первая промышленная нефть, связанная с рассматриваемым комплексом пород, была приурочена в 1956 году скв. 311, пробуренной в центральной части Арланской площади. Здесь на открытой площади ствола в интервале 795 - 823

13

м, сложенного известняками каширского и подольского горизонтов, получен приток нефти с водой дебитом 2,56 т/сут. Плотность нефти 0,873 г/см3. Каши-ро-подольские отложения Арланской площади были испытаны на 8 разведочных скважинах Арланской площади в 1957 г. Было установлено, что промышленная нефть связана с нижней частью подольского и кровлей каширского горизонтов и отмечена фациальная изменчивость фациальная изменчивость пород по вертикали и горизонтали. В отдельных обломках известняков имеются каверны размером 8-10 мм [13]. Установлено, что по Арланской общая толщина каширо-подольских отложений достигает 60 м и эффективная - 4,3 м. Средняя проницаемость эффективной части разреза 0,035 мкм2. Следует отметить, что темпы закачки в начальный период эксплуатации значительно превышали отбор жидкости на добывающих скважин. В течении первого года объём закачанной воды в пласт более чем в 2 раза превысил суммарный отбор жидкости по участку. В это время в пласт нагнеталась в основном сточная вода, представляющая собой разбавленную пресной водой пластовую воду из терригенных отложений нижнего карбона удельного веса 1,14 г/см3. При давлении нагнетания выше 12 МПа резко возрастала обводненность продукции, что видимо, объяснятся образованием трещин, размеры которых соизмеримы с расстояниями между нагнетательными и добывающими скважинами. Залежи нефти в карбонатных отложениях верейского горизонта. Общая нефтенасыщенная толщина пород верейского горизонта колеблется от 4 м (Бураевское месторождение) до 18 м (Орьебашевское и Игровское месторождения), эффективная от 0,7 м (Ис-кринское месторождение) до 0,590 мкм2 (Вениаминское местрождение). Значительный интерес представляют результаты разработки верейского горизонта Игровского месторождения. Средняя проницаемость коллекторов этой залежи -0.100 мкм2, пористость — 18%, вязкость пластовой нефти - 4 мПа*с, газонасыщенность - 48 м3/т. Средняя нефтенасыщенная толщина - 3,3 м.

В начальной стадии эксплуатации залежи нефти разрабатывались небольшим числом скважин на режиме истощения пластовой энергии. Несмотря на невысокий темп разработки, в процессе эксплуатации наблюдалось резкое па-

14

дение пластовых давлений и дебитов скважин. Проведенные прогнозные расчеты добычи на режимах растворенного газа показали, что конечная нефтеотдача при этих условиях не превысит 14-16%. Поэтому было решено начать закачку воды. Для выбора наиболее эффективной системы были организованы очаги нагнетания воды с учетом применения различных видов внутриконтурного и законтурного заводнения.

Первый участок с нагнетанием воды в пласты верейского горизонта был организован в 1967 г. на втором куполе месторождения. Схема размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин представляет собой два элемента четырехточечной схемы площадного заводнения. Расстояние между добывающими скважинами 550 м, а между добывающими и нагнетательными - 320 м. До начала закачки воды средний дебит одной скважины составлял 21 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин в период освоения составила 300 -500 м3/сут при давлениях на устье 9,0-10,0 МПа. Несмотря на неоднородность приемистости по отдельным пропласткам, наблюдается сравнительно высокий коэффициент охвата пласта по толщине (до 0,75). При повышении давления нагнетания наблюдалось увеличение охвата по толщине за счет вовлечения в работу новых пропластков. Опыт закачки воды на Игровском нефтяном месторождении показал, что метод заводнения для разработки низкопроницаемых карбонатных отложений верейского горизонта позволяет в значительной степени увеличить темпы разработки и нефтеотдачу. Залежи нефти в карбонатных отложениях башкирского яруса связаны с органогенными, органно-обломочными, пористыми и пористо-кавернозными породами впервые были открыты в 1958 г., скважиной 24-Югомаш. На этой скважине из интервала 983-993 м при снижении уровня на глубину 680 м тартанием получен приток жидкости дебитом 5,5 т/сут, из них за счет нефти 1 т/сут. В настоящее время известно 17 залежей, из них 12 разрабатываются. Общая нефтенсыщенная толщина залежей изменяется от 3 м (Водинское месторождение) до 40 м (Блохинское месторождение), а эффективная толщина колеблется от 1,3 м (Татышлинское месторождение) до 13,8 м (Новоузыбашевское месторождение). Пористость пород варьируют от 6%

15

(Щелкановское месторождение) до 18% (Метелинское месторождение), прони-цаемость от 0,003 мкм (Искринское месторождение) до 0,205 мкм (Искрин-ское месторождение) до 0,205 мкм (Гарная залежь).

Разработка залежей нефти в турнейских отложениях. В отложениях тур-нейского яруса залежи нефти широко распространены на всей территории платформенной части Башкирии. С ними связано более четверти известных запасов нефти в карбонатных коллекторах. Вместе с тем, залежи нефти этих отложениях преимущественно мелкие с извлекаемыми запасами менее одного млн. т. Относительно крупные залежи нефти на Арланском, Туймазинском и Манчаровском месторождениях. Залежи нефти этих месторождений несмотря на большие размеры, имеют невысокую плотность запасов на единицу площади. Продуктивность скважин существенно зависит от толщины нефтенасыщен-ных коллекторов. Например, при толщине пласта ниже 3-х метров протоки нефти незначительны. В разрезе турнейского яруса Тамьянской площади выделено пять пластов: Ть Тг, Тз, Т4, Т5, которые представлены известняками с прослоями доломитов и аргиллитов. Пласты являются достаточно выдержанными по разрезу и четко прослеживаются по результатам геофизических исследований аналогично всему Манчаровскому месторождению. Залежи нефти в пластах Т] - Т4 — пластово - сводовые, в пласте Т5 — массивная. Тамьянская площадь введена в разработку в апреле 1960 г.. В соответствии с технологической схемой разработки (1978 г.) турнейская залежь разбурена по сетке 400x400 м, близкой к квадратной. На размещение скважин оказало влияние существующее местоположение скважин по всему объекту - терригенной толще нижнего карбона. Однако последующие большие закачки не обеспечивали увеличение темпов отбора нефти из турнейской залежи. В 1990 году в 15 скважинах из 17 (без скв. 2375 и 2395) закачка воды была прекращена. Результаты прекращения закачки выразилась в увеличении доли фонда скважин с дебитом нефти не более 1 т/сут и дебитом жидкости не более 1,5 м3/сут.

Согласно проекта разработки Арланского месторождения (1986 г.) создано два опытных участка в районе скважин 6597 и 6609 турнейский залежи Юсу-

16

повской площади, представляющих собой элементы девятиточечной обращенной системы заводнения по квадратной сетке с расстоянием между скважинами ЗООХЗОО м. Закачка воды в скважину 6597 первого элемента начата в апреле 1988 года. Средняя приемистость составляла 110 м3/сут. К началу 1990 года закачано 40,2 тыс. м3. По окружающим нефтяным скважинам дебит нефти составлял 1,3 т/сут, по жидкости - 5,3 т/сут. Приемистость нагнетательной скважины 6597 резко менялась в зависимости от забойного давления, что резко забойного давления, что может быть связано со степенью раскрываемости трещин при различных давлениях. В настоящее время по многим скважин производится сокращение объемов закачки.

На опытном участке турнейской залежи Туймазинского месторождения по применению площадного заводнения сформированы 4 очага по 9-точечной системе по квадратной схеме 500x500 м. Общее количество — 28 скважин, 22 добывающих, 4 нагнетательные, 1 оценочная и 1 наблюдательная. Средний дебит - 5,5 т/сут жидкости, 0,63 т/сут нефти при текущей обводненности 88,7 % (вес). Заводнение ведется с 1989 г. в скв. (3236). На 01.01.91 накопленная закачка достигла 224,3 тыс. м3, накопленная добыча жидкости - 43,2 тыс. м3 в пластовых условиях.

В размере турнейского яруса Санинского месторождения выделяются 2 продуктивных пласта: пласт Т\ выявлен в кизеловском горизонте и пласт Т2 - в черепетском горизонте. В разрезе пласта Т] выделяются от 1 до 7 прослоев коллекторов, толщина которых изменяется от 0,8 до 19,6 м. Коэффициент расчлененности составляет 2,94. В разрезе пласта Тг выделяется от 1 до 3 прослоев, с толщиной от 0,8 до 16,0 м. На площади месторождения выделяются 3 небольшие по размерам залежи нефти, которые по своему строению являются пластовыми сводовыми: Дмитриевская, Шейхалинская и Новочермасанская. Залежи нефти разрабатываются различными темпами. Наиболее высокая текущая нефтеотдача достигнута на Шейхалинской залежи (текущая нефтеотдача - 21%, обводненность - 16,9%), по Дмитриевской залежи текущая нефтеотдача составляет 14% при обводненности 13,2%, а по Новочермасанской залежи — 8,2% при

17

обводненности 84,7%. Текущее состояние разработки залежей нефти различается как фильтрационной характеристикой отдельных залежей нефти, так и вязкостными характеристиками пластовых нефтей.

У залежи нефти турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения толщина продуктивной .части является постоянной. В общей толщине выделяются несколько прослоев. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,6 м. На значительной части площади нефтеносный пористо-проницаемый пласт снизу подстилается плотными известняками, и на некоторых участках - толщей проницаемых водоностных известняков, ВНК располагается на отметках 1295 м. Карбонатные породы характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Средняя пористость 12%, проницаемость - 0,019 мкм2. Нефть тяжелая вязкая и парафинистая. Вязкость пластовой нефти - 12,5 мПа- с, газосодержание - 29,3 м3/т, давление насыщения газом - 6,1 МПа. Залежь турнейского яруса разрабатывается с 1960 г. Эффективность закачки воды в турнейские отложения Знаменского месторождения, по-видимому объясняется двумя основными причинами. Во-первых, применение пластовой минерализованной воды девона, сходной с составом вод турнейского яруса рассматриваемой залежи. Как уже отмечалось, минерализованные пластовые воды обладают более высокой отмывающей способностью, чем пресные или сточные воды. Во-вторых, равномерный рост пластового давления в зоне нагнетания (в основном выше бокового горного давления) способствовал раскрытию вертикальных трещин, улучшению гидродинамической связи между неоднородными по проницаемости зонами, увеличению охвата пласта заводнением и в результате значительно увеличились дебиты нефти.

Разработка залежей нефти фаменского яруса. Около 30% всех известных залежей нефти в платформенной Башкирии приурочено к карбонатным отложениям (известнякам и доломитам) фаменского возраста. Большая их часть связана с вернефаменскими подъярусом и распространена в пределах Южно-Татарского свода и на Башкирском своде. Наиболее значительные залежи нефти в фаменских отложениях установлены на Туймазинском, Михайловском,

Список литературы