Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и промысловые параметры девонского пласта Кустовского месторождения по результатам гидродинамических исследований

Оценка коллекторов и промысловых параметров, полученных в результате гидродинамических исследований (ГДИ), крайне важна и актуальна для залежей, находящихся на ранних стадиях разработки. Это позволяет уточнить положение текущей технологической схемы и создать наиболее оптимальные варианты разработки.

Кустовское нефтяное месторождение расположено в Восточно-Русском нефтегазоносном бассейне Волго-Уральской нефтегазоносной области Куединской площади нефтегазонакопления в 160 км юго-западнее г. Перми, в 80 км на юго-юго-запад от г. Осы. В административном отношении месторождение расположено в Куединском районе Пермского края.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Шалымскому, Пан-телеевскому и Ленковскому поднятиям, осложняющим южную часть Верхнекамской впадины[3].

Геологический разрез изучен на глубину до 2345 м, представлен отложениями от вендского комплекса до четвертичной системы и является типичным для юга Пермского края. Отложения представлены тонким переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Его характерной особенностью является развитие нефтеносных терригенных девонских отложений, толщина которых достигает 45 - 66 м (пласты До, Д1, Д2а, Дгб) [3].

Месторождение открыто в 1976 г., введено в разработку в конце 1996 г. и до настоящего времени эксплуатируется ограниченным фондом разведочных скважин. Кустовское месторождение находится в начальной стадии разработки [4].

Согласно технологической схеме 1986 г., на месторождении выделены 4 объекта разработки: пласты Д2б, Д2а, Д1 и До с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин. Разработка всех объектов предусматривается с поддержанием пластового давления [4].

В качестве исследуемого был выбран эксплуатационный объект Дц поскольку в целом по разрезу в нем содержатся наибольшие геологические запасы нефти. Пласт Д1 приурочен к пашийскому горизонту (Dsfr pash) и залегает непосредственно под пластом До и отделен от него пачкой аргиллитов толщиной 3-8 м. Раздел между пластами четко прослеживается в большинстве скважин, но там, где пласт Д1 замещен плотными породами, границу проследить трудно. Толщина пласта изменяется в пределах 2,4-9,9 м, на большой площади происходит замещение пласта плотными породами. Коллекторами являются песчаники мелкозернистые алевритистые и алевритовые, алевролиты. На месторождении к пласту Д1 приурочена залежь, выделенная в пределах ВПК минус 1925 - минус 1929.

Тип залежи - пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 4,5-6,Ох9,5 км, этаж нефтеносности-30,7м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 8,2 м [3]. Коэффициент продуктивности - 4,2 т/сутМПа, гидропроводность - 5,7 мкм2 см/мПас, проницаемость - 0,134 мкм2, пьезопроводность - 517 см2/с, начальное пластовое давление составляет 21,9 МПа, текущее пластовое давление в зоне отбора -13,2 МПа, пластовая температура - 49,5 С° [4]. Пласт Д1 - коллектор порового типа, по величине коэффициента проницаемости относится к среднепроницаемым.

Гидродинамические исследования (ГДИ) пласта Д1 проводились как в период разведки, так и в период эксплуатации. На стадии опробования разведочных скважин исследования проводились методом установившихся отборов и восстановления давления (КВД) в фонтанирующих скважинах, а также методом прослеживания уровня (КВУ) в нефонтанирующих. Значения коэффициентов продуктивности, а также коэффициенты проницаемости и гидропроводности по механизированному фонду скважин определялись по кривым восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ)[4]. На КВД и КВУ, как правило, выделяется один прямолинейный участок, что характерно для коллекторов порового типа. Прямолинейные участки также свидетельствуют о плоскорадиальном режиме фильтрации к скважине [5].

Пластовое давление определяется путем проведения глубинных замеров (единичных) и снятия кривых восстановления уровня (давления). Забойные давления замеряются в действующих добывающих скважинах с периодичностью приблизительно 2 раза в год [1,2].

Индикаторные диаграммы (рис.1) имеют прямолинейный вид при забойных давлениях выше давления насыщения, что указывает на линейный закон фильтрации нефти по пласту в исследованном диапазоне давлений. С падением забойного давления, следовательно, с ростом депрессии АР на пласт, дебит нефти возрастает. Если пластовое давление будет равным забойному, то добычи нефти не будет.

На основе данных таблицы построены графики зависимостей основных показателей процесса разработки и параметров, полученных по результатам гидродинамических исследований (рис. 2-5).

На рис.2 в районе скважин № 201, 202, 205, 207, 211, 106 в интервале толщин коллекторов от 2 до 4,96 м дебиты нефти составляют 7 - 94,3 т/сут. Для этих скважин установлена прямая линейная зависимость между толщиной коллектора и дебитами нефти, т. е. дебит нефти будет расти с увеличением эффективной нефтенасыщенной толщины коллектора. Скважина № 224 выпадает из этой области по причине значительной йэф при минимальной величине QH, это может быть связано ухудшением коллекторских свойств и влиянием технологических факторов. Скважина № 91 выпадает из этой области, поскольку при максимальной толщине коллектора ее дебит нефти не достигает максимального значения. На рис. 3 в районе скважин № 201, 202, 205, 207, 211, 106, 91 в интервале дебитов нефти от 7 до 94,3 т/сут гидропроводность составляет

1,12 - 12,11 мкм2см/(мПас). Для этих скважин установлена прямая линейная зависимость между гидропроводностью и

дебитами нефти, т. е. дебит нефти будет тем больше, чем больше гидропроводность пласта.

Скважина № 106 Дебит нефти, т/сут 0          10         20         30         40

Скважина №202

Дебит нефти, т/сут

1а

Рис.1. Индикаторные диаграммы скважин № 106 (а) и 202 (б) но пласту Д1 (по результатам опробования)

Результаты гидродинамических исследовании при освоении скважин по пласту Di

Скважина №	Эффективная н/насыщенная мощность Ьэф, м	Давление на ВНК, МПа		Qж9 т/сут	% воды	Гидропроводность Е, мкм2*см/ (мПа*с)	Проницаемость Кпрон? 2 мкм
		Рпл.	Рзаб.
201	2,4			7	0	1,12	0,04
202	2,2	21,2		21	0	3,2	0,131
205	2,4			20	0	3,14	0,12
207	3	22,1		32	0	4,9	0,178
211	2	20,7		8	0	0,98	0,04
224	5,4	21,2	18,9	7	1,3	4,9	0,072
106	4,96	22,34	10	94,3	0	И,4	0,25
91	8,6	22,3	9,8	90	0	12,11	0,138

Е. мкм2*см (мПа’•'с) 14 12 10

♦ йэф. м —Линейная (Ьэф, м)

Рис.2. График зависимости добычи нефти О_н

0                   50                  100

♦ Е, мкм2*см/мПа*с

---Линейная { Е, мкм2*см/мПа*с)

Рис.З. График зависимости добычи нефти О„

от эффективной нефтенасыщенной толщины Иэф„. Коэффициент корреляции R равен 0,72

от гидропроводности Е. Коэффициент корреляции R равен 0,95

♦ Е, мкм'2*см/ (мПа*с)

Линейная (Е, мкм2*см (мПа*с))

Рис. 4. График зависимости гидропроводности Е от эффективной нефтенасыщенной толщины коллектора h_эф_н.. Коэффициент корреляции R равен 0,86

Рис.5. График зависимости проницаемости К_Пр_ОН. от эффективной нефтенасыщенной толщины И₃ф. Коэффициент корреляции R равен 0,3

Скважина № 224 выпадает из этой области, поскольку при минимальном дебите нефти значение ее гидропроводности и в скв. №207 равны, при этом дебиты последней в 4,6 раза больше. На рис.4 в районе скважин № 201, 202, 205, 207, 211, 91 в интервале толщин от 2 до 8,6 м гидропроводность составляет 0,98 — 12,11 МКМ *см/(мПа*с). Для этих скважин установлена прямая линейная зависимость между гидропроводностью и эффективной нефтенасыщенной толщиной, т. е. чем больше толщина коллектора, тем больше