CC BY
121
2013
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
Геология Вып. 4 (21)
УДК 622.276.1/.4.001.57
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и промысловые параметры девонского пласта Кустовского месторождения по результатам гидродинамических исследований
О.Е. Кочнева, А.А. Кочнев
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 614990, Пермь, Комсомольский пр., 29 E-mail: [email protected]
(Статья поступила в редакцию 14 марта 2013 г.)
Проведено изучение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и промысловых параметров девонского пласта Кустовского месторождения по результатам гидродинамических исследований.
Ключевые слова: пористость, проницаемость, гидропроводность, девонские отложения, гидродинамические исследования.
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 Вол го-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].
© Кочнева О.Е., Кочнев А.А., 2013
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, Дь 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, Дга, Д1 и Д0 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин. Разработка всех объектов предусматривается с поддержанием пластового давления [4].
В качестве исследуемого был выбран эксплуатационный объект Д i, поскольку в целом по разрезу в нем содержатся наибольшие геологические запасы нефти. Пласт Д1 приурочен к пашийскому горизонту (Бзйг 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 ВНК 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 мкм, пьезопроводность - 517 см2/с, начальное пластовое давление составляет 21,9 МПа, текущее пластовое давление в зоне отбора -13,2 МПа, пластовая температура - 49,5 С0 [4]. Пласт Д1 - коллектор порового типа, по величине коэффициента проницаемости относится к среднепроницаемым.
Г идродинамические 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 Ь эф при минимальной величине Он, 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 мкм см/(мПас). Для этих скважин установлена прямая линейная зависимость между гидропроводностью и
Скважина № 106 Дебит нефти, т/сут
дебитами нефти, т. е. дебит нефти будет тем больше, чем больше гидропровод-ность пласта.
Скважина № 202 Дебит нефти, т/сут
1а
їв
Рис.1. Индикаторные диаграммы скважин № 106 (а) и 202 (б) по пласту Дг (по результатам опробования)
Результаты гидродинамических исследований при освоении скважин по пласту /),
Скважина № Эффективная н/насыщенная мощность Ьэф, м Давление на ВНК, МПа 0 ж ' т/сут % ВО- ДЫ Г идропро-водность Е, мкм2*см/ (мПа*с) Проницаемость К-прОН9 мкм2
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 11,4 0,25
91 8,6 22,3 9,8 90 0 12,11 0,138
20 .10 60 S0 100
♦ Ьэф'М —Линейная (Ьэф, м)
Рис.2. График зависимости добычи нефти О от эффективной нефтенасыщенной толщины от гидропроводности Е. Иэф н- Коэффициент корреляции К равен 0,72 корреляции К равен 0,95
♦ Е, мкм2*с м/мПа *с
--Линейная ( Е, мкм2 ’♦'см/мПа^с )
Рис.З. График зависимости добычи нефти Он
Коэффициент
18
16
14
12
10
8
б
4
♦ Е, мкм2*ем/ (мПа*с)
Лпнеттиля(Е, мкм2*см/ (мПл*с))
Рис. 4. График зависимости гидропроводности Е от эффективной нефтенасыщенной толщины коллектора И эф . Коэффициент корреляции К равен 0,86
СП
0.25
0,2
0.15
0,1
0,05
о
С.04* ♦ г А, 0,04
ь
4 б
Юпрон , мкм'2
ф,1Ь> '
10
Рис.5. График зависимости проницаелюсти К,трон, от эффективного нефтенасыщенной толщины Иаф. Коэффициент корреляции К 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
Библиографический список
1. Бузинов (Умрихип ИД. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. 124 с.
гидропроводность пласта. Скважина № 224 выпадает из этой области, поскольку при значительной толщине коллектора, значение ее гидропроводности и в СКВ №207 равны, хотя толщина последней в 1,8 раза меньше. Скважина № 106 выпадает из этой области, т. к. при высокой гидропроводности толщина коллектора имеет среднее значение.
На рис. 5 установлены две прямые линейные зависимости между проницаемостью и эффективной нефтенасыщенной толщиной, т. е. чем больше толщина коллектора, тем больше проницаемость пласта. В районе скважин № 202, 205, 207, 106 в интервале толщин от 2,2 до 4,96 м продуктивность составляет 0,12 - 0,25 мкм2. В этих скважинах для средних значений толщин коллектора характерны высокие значения проницаемости. В районе скважин № 201, 211, 224, 91 в интервале толщин от 2 до 8,6 м продуктивность со-ставляет 0,04-0,138 мкм". В этих скважинах низким толщинам коллектора соответствует самая низкая проницаемость либо самым высоким толщинам - средняя проницаемость.
Таким образом, сделан анализ основных показателей процесса разработки и параметров, полученных по результатам гидродинамических исследований, установлены прямые линейные зависимости между технологическими и гидродинамическими параметрами. Доказано, что в пласте Д1 имеет место линейный закон фильтрации, т. е. поток жидкости в пласте носит напорный характер.
При разработке месторождения необходимо учитывать геологические особенности продуктивных пластов: низкие
толщины коллектора, обширные зоны замещения в двух верхних пластах До, Дь незначительные водонефтяные зоны.
2. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин: РД 39-3-593-81. М.: Недра, 1984. 46 с.
3. Подсчет запасов нефти и газа по месторождениям Пермской области. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и
>111а *с)
0,9В* 1.12
газа Кустовского, Мало-Усинского и Андреевского месторождений. / ПермНИПИ-нефть. Пермь, 1984. 187 с.
4. Технологическая схема разработки Кустовского месторождения. T.I - II. / Перм-НИПИнефть. Пермь, 1985. 215 С.
5. Ивлев Д.А. Построение геологопромысловых моделей мелких нефтяных месторождений на основе гидродинамических исследований пласта: автореф. дис. на соискание ученой степени канд. геол.-мин. наук. Томск, 2006. 32 с.. 1ШЬ: http://www.lib.tpu.rU/fulltext/a/2006/2.pdf
Reservoir Properties of Collectors and Trade Data of Devonian Layer of Kustovskiy Field According of the Results of Hydrodynamic Studies
O.E.Kochneva, A.A.Kochnev
Perm National Research Polytechnic University, 614990, Perm, Komsomolsky pr., 29. E-mail: [email protected]
The study of reservoir properties and trade parameters of the devonian layer of Kustovskiy deposit on hydrodynamic data.
Keywords: porosity, permeability, hydraulic conductivity, devonian layer,
hydrodynamic studies, analysis.
Рецензент - доктор геолого-минералогических наук Т.В. Карасева
