Влияние геологической неоднородности коллекторов фаменско-турнейского пласта на процесс извлечения нефти Уньвинского месторождения

Для большинства крупных нефтяных месторождений России острейшей является проблема преждевременного роста обводненности и снижения эффективности выработки запасов, что обусловлено особенностями геологического строения продуктивных пластов, а также механизмом реализуемых систем воздействия. Подобная проблема связана и с Уньвинским месторождением нефти.

Уньвинское месторождение было открыто в 1980 г. Оно расположено на территории Березниковского-Соликамско-го территориально-производственного комплекса, основанного на добыче и переработке калийных солей Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМСК).

Геологический разрез месторождения представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной, пермской систем и четвертичными отложениями.

В региональном тектоническом плане Уньвинское месторождение расположено в Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба. Месторождение приурочено к локальным поднятиям, осложняющим Уньвинский органогенный палеовыступ в осевой зоне ККСВ. Поднятия являются структурами облекания двух рифовых массивов островного типа – Уньвинским, Восточным, Юго-Восточным и Палашерским.

Уньвинское поднятие является основным по запасам, добыче нефти и по количеству объектов разработки.

Промышленная нефтеносность приурочена к карбонатным отложениям турней-ско-фаменского, башкирско-сер-пу-ховского и верейского возраста и к терригенным визейским отложениям бо-бриковского и тульского горизонтов (рис. 1).

Одним из основных показателей разработки месторождений нефти и газа является коэффициент извлечения нефти. Его величина во многом зависит от степени однородности продуктивного разреза. Изменчивость свойств коллекторов по

разрезу и площади обуславливает неравномерность выработки запасов при низком коэффициенте извлечения углеводородов.

Располагая информацией о неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), можно прогнозировать характер обводнения продуктивных пластов, выявлять в продуктивной толще участки с не-выработанными запасами нефти и газа.

Учет ФЕС и неоднородности разреза по этим свойствам при регулировании процессов отбора углеводородов и заводнения, бурении уплотняющей сетки скважин на участках с высокими остаточными запасами будет способствовать увеличению коэффициента извлечения.

В связи с этим всегда определенную актуальность имеют вопросы изучения геологической неоднородности и ее оценки.

Под неоднородностью пласта понимают пространственную изменчивость его литолого-физических свойств.

В зависимости от масштаба проявления неоднородности пласта различают микронеоднородность и макронеоднородность.

Под микронеоднородностью понимают изменение вещественного состава, обусловленного фациальными особенностями формирования пород, структуры и текстуры, глинистости, количества и качества цементации. Все это приводит к формированию коллекторских свойств: пористости, проницаемости, замещению коллекторов плотными разностями.

Макронеоднородность – изменчивость формы залегания продуктивного пласта. Резкое изменение толщины, расчлененности, прерывистости и локальные залегания в виде линз – проявления макронеоднородности. Недоучет макронеоднородности залежи приводит к неравн о мерной выработке продуктивного пласта и появлению языков обводнения внутри залежи, что значительно усложняет процесс разработки.

Для изучения неоднородности пласта используют следующие показатели:

Коэффициент песчанистости (Кпес) – отношение суммарной толщины всех проницаемых прослоев пласта к его

Рис. 1. Схематический разрез пластов девонских отложений по линии скважин 616-290-281485-360-646-361-100-494-486-489-488-487-402-475-252 Уньвинского месторождения

общей толщине. Он показывает долю проницаемых прослоев (коллекторов) в разрезе продуктивной толщи. Чем меньше суммарная толщина проницаемых прослоев, тем хуже коллекторская характеристика пласта и больше степень его неоднородности.

Коэффициент гранулярности - аналогичен коэффициенту песчанистости в карбонатных породах.

Коэффициент расчлененности (Кр) – отношение суммарного числа прослоев по всем скважинам к общему числу пробуренных скважин. Чем меньше прослоев, тем однородней пласт.

Информацию о неоднородности несут средние показатели пласта: средняя толщина, средняя эффективная и нефтенасыщенная толщина, толщина одного проницаемого прослоя. Частые колебания этих величин и слишком малая толщина отдельных проницаемых прослоев свидетельствуют о неоднородности продуктивной толщи.

С точки зрения геологической неоднородности интересны турнейско-фаменские (Т-

Фм) отложения Уньвинского месторождения. Пласт Т-Фм литологически сложен рифогенными известняками и является наиболее сложным объектом разработки месторождения. Для пласта характерны высокая расчлененность, литолого-фациальная неоднородность, развитие коллекторов порово-кавернозного, порово-трещинного и трещинно-кавернозного типов.

Геолого-физическая характеристика тур-нейско-фаменской залежи представлена в табл.1.

Разработка турнейско-фаменской залежи сопровождалась такими осложнениями, как преждевременное обводнение добываемой продукции, резкое снижение продуктивности добывающих скважин. Они обуславливают неравномерную выработку запасов.

Для анализа геологической неоднородности были построены и проанализированы карта эффективных нефтенасыщенн-ных толщин (рис. 2) и карта проницаемости (рис. 3). Карты были построены по Уньвинскому и Палашерскому поднятиям.

Таблица 1. Геолого-физические характеристики Т-Фм пласта Уньвинского месторождения

Параметры	Продуктивный пласт Т-Фм
Средняя глубина залегания кровли,м	2200…256
Тип залежи	Пластовая массивная
Тип коллектора	Карбонатный
Площадь нефтегазонасыщенности,тыс.м2	39933,8
Средняя общая толщина,м	40…71,7
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина,м	1,2 …8,2
Коэффициент пористости,доли ед.	0,08…0,1
Коэффициент нефтенасыщенности пласта,доли ед.	0,76…0,87
Проницаемость,мкм2	0,0235…0,0342
Коэффициент песчанистости,доли ед.	0,14…0,5
Коэффициент расчлененности	1,8…9,3

Рис. 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Т-Фм.Условные обозначения:зона I -от 0,6до 6м (голубой), зона II - от 6,1 до 12м (розовый),зона III - от 12,1 до 18,8м (желтый)

Уньвинское поднятие

В ходе анализа карты эффективных нефтенасыщенных толщин турнейско-фаменско-го нефтяного пласта (Т-Фм) было установлено, что на Уньвинском поднятии выделяются три зоны:

• -    зона I – зона эффективных нефтенасыщенных толщин со значениями от 0,6 до 6 м. Данная зона расположена в восточной части пласта (р-н скважин 36, 84, 109, 202, 296, 297, 324, 557, 612 и др.);

• -    зона II – зона эффективных нефтенасыщенных толщин со значениями от 6,1 до 12,0 м прослеживается от южной части пласта до северной по центру залежи (р-н скважин 31, 115, 252, 265, 305, 407, 423, 426, 442, 453, 465, 535);

• -    зона III – зона эффективных нефтенасыщенных толщин со значениями от

12,1 до 18,8 м, расположена в западной части пласта (р-н скважин 99, 236, 307, 409, 441, 450, 488, 549, 647).

Наибольшее значение эффективной нефтенасыщенной толщины характерно для скв. 99, расположенной в западной части залежи, в пределах ее свода и склона (hэф.нефт = 18,8 м ) (рис.2).

Палашерское поднятие

Наибольшие значения эффективных нефтенасыщенных толщин характерны для скв. 335, расположенной в западной части залежи, в пределах ее свода и склона (hэф.нефт = 10,7 м ).

Наименьшие значения эффективных нефтенасыщенных толщин характерны для скв. 220 (hэф.нефт =0,6 м), расположенной в восточной, выполаживающейся части залежи (рис.2).

На основании вышеизложенного на карте эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Т-Фм Палашерского поднятия можно выделить две зоны:

• -    зона I – зона эффективных нефтенасыщенных толщин со значениями от 0,6 до 6 м. Зона прослеживается в восточной и центральной частях Палашерского поднятия (р-н скважин 90, 216, 220, 231, 237, 363, 520) и в западной части (р-н скв. 222);

• -    зона II – зона эффективных нефтенасыщенных толщин со значениями от 6,1 до 10,7 м. Зона располагается на западе залежи (р-н скв. 91, 211, 226, 350, 355, 507, 518, 527).

В ходе анализа карты проницаемости по классификации А.А.Бакирова на карте выделены 2 зоны (рис. 3):

• -    зона I – зона средней проницаемости, значения проницаемости изменяются от 0,01 до 0,1 мкм²;

• -    зона II – зона хорошей проницаемости со значениями, соответствующими хорошо проницаемым коллекторам (0,1-2,89 мкм²).

Уньвинское поднятие

Зона I расположена в восточной части поднятия. Наименьшие значения проницаемости характерны для скв. 119, расположенной в северной залежи (Кпр = 0,001мкм2), скв.452 (Кпр = 0,003 мкм2), расположенной в юго-восточной части пласта.

Зона II расположена в западной части Уньвинского поднятия. На ней локально выделяются значения с весьма хорошей проницаемостью (скв. 428 – Кпр = 2,89 мкм2 и скв. 419 – Кпр = 2,082 мкм2).

Палашерское поднятие

Зона I – зона средней проницаемости прослеживается по всей площади поднятия.

Зона II – зона хорошей проницаемости со значениями, соответствующими хорошо проницаемым коллекторам (>0,1

мкм2), располагается в западной части поднятия.

В процессе работы были построены зависимости основных промысловых характеристик от эффективной нефтенасыщенной толщины и проницаемости для пласта Т-Фм.

Рис. 3. Карта проницаемости пород

Для оценки зависимости дебита жидкости, дебита нефти, эффективной нефтенасыщенной толщины и проницаемости были построены поля корреляции и проведены линии регрессии (рис. 4а, 4б, 4в, 4г).

На рис. 4 а видно, что дебит нефти напрямую зависит от эффективной нефтенасыщенной толщины. С увеличением эффективных нефтенасыщенных толщин происходит увеличение дебитов нефти. Но есть скважины с невысокими дебитами нефти (скв. 200 - Qн=0,9 т/сут; скв. 211 -Qн=0,6 т/сут; скв. 261 - Qн=0,07 т/сут скв. 286 - Qн=0,3 т/сут; скв. 329 - Qн=0,6 т/сут; скв. 478 - Qн=0,06 т/сут;), возможно, это связано с низкими значениями проницаемости отложений, вскрытых в данных скважинах, и с тем, что скважины расположены вблизи контуров нефтеносности.

ны

Рис. 4а. График зависимости дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщи-

На рис. 4 б изображена прямая зависимость: с увеличением коэффициента проницаемости происходит увеличение дебита нефти.

Рис. 4б. График зависимости дебита нефти от коэффициента проницаемости

На графиках зависимости дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины (рис. 4в) и проницаемости (рис. 4г) также прослеживается прямая зависимость: с увеличением эффективной нефтенасыщенной толщины и проницаемости увеличивается дебит жидкости. В скв. 428 (Qж=376 т/сут) и скв. 421 (Qж=333,7 т/сут) наблюдаются повышенные значения дебитов жидкости, это связано с попаданием их в радиус влияния закачки нагнетательных скважин.

При анализе проектных и фактических значений обводненности по годам уста- новлено, что фактическая обводненность пласта больше, чем проектная (табл. 2). Это объясняется тем, что скважины обводняются пластовой подошвенной водой. Влияние на обводнение могли оказать и нагнетательные скважины.

Рис.4в. График зависимости дебита жидкости от эффективной нефтенасыщенной толщины

Рис. 4г. График зависимости дебита жидкости от коэффициента проницаемости

В результате проведенных работ можно сделать вывод о том, что процесс добычи нефти на эксплуатационном объекте Т-Фм прямым образом зависит от геологической неоднородности коллектора.

Изучение и учет геологической неоднородности пласта при регулировании процессов отбора углеводородов и заводнения, бурении уплотняющей сетки скважин на участках с высокими остаточными запасами способствуют увеличению коэффициента извлечения нефти.

Таблица 2. Проектные и фактические показатели обводненности, %

	2006		2007		2008		2009
Обводненность	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.
Уньвинское поднятие	36,3	37,9	41,2	46,6	45,5	51,9	54,2	70,3
Палашерское поднятие	24,3	22,2	39,0	40,9	48,1	53,7	54,6	53,2