CC BY
34
УДК 551.01
ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ЯСНОПОЛЯНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ПАВЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ
А. Г. Исаева Научный руководитель - доцент И. А. Козлова
Пермский государственный технический университет
Изучена микро- и макронеоднородность коллекторов яснополянских залежей Павловского месторождения. Проанализировано влияние геологической неоднородности терригенных коллекторов на величину добычи нефти в добывающих скважинах.
Павловское месторождение нефти и газа в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермского края.
В современном региональном тектоническом плане территория Павловского месторождения приурочена к структуре первого порядка - Башкирский свод, второго порядка - Чер-нушинская валообразная зона, третьего порядка - многокупольная антиклинальная складка, которую осложняют локальные поднятия: Березовское, Деткинское, Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Григорьевское.
На Павловском месторождении промышленно нефтеносны следующие комплексы: верхнедевонско-турнейский
О / гр Г I 1 \ О
карбонатный (пласты 12, 11), нижне-средневизеискии терри-генный (пласты Мл, Бб2, Бб1, Тл2-б, Тл2-а,), окско-серпуховско-башкирский карбонатный (пласты Бш2, Бш1), московский терригенно-карбонатный (пласт В3В4). Для всех комплексов характерен тип залежи - пластовая сводовая с литологическими экранами.
Павловское месторождение введено в промышленную разработку в мае 1962 года. Запроектировано внутриконтурное блоковое заводнение с разрезающими рядами нагнетательных скважин. В настоящее время Павловское месторождение находится на 4-й стадии разработки. Поскольку объектами являются залежи яснополянского комплекса, то рассмотрим график разработки только яснополянской залежи. На текущий момент времени она находится в конце третьей стадии разработки. Первая стадия разработки характеризуется вводом в эксплуатацию основного фонда скважин; увеличением добычи нефти и незначительной обводненностью. В конце стадии начинается освоение системы поддержания давления. На второй стадии наблюдается дальнейший ввод в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин. Добыча нефти достигает максимального значения в 1971 году, после чего постепенно снижается; добыча жидкости возрастает. Обводненность продукции скважин достигает 46,9 %. Реализуется и совершенствуется система поддержания пластового давления. Степень выработки запасов к концу стадии составляет 32 % от начально извлекаемых запасов. На третьей стадии добыча нефти постепенно снижается. Стабилизируется фонд добывающих и нагнетательных скважин. К концу стадии фонд скважин несколько сокращается. С середины стадии добыча жидкости также неуклонно снижается. Ее динамика определяется темпами и объемом закачки и добычей нефти. Закачка ведется циклически.
В настоящее время текущее состояние разработки яснополянской залежи характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти и жидкости; сокращением фонда добывающих и нагнетательных скважин. Обводненность продукции составляет 85 %. Степень выработки запасов на 2004 год составляет 68,4 % от НИЗ.
Рассматриваемый яснополянский эксплуатационный объект состоит из пяти пластов, сложенных песчаниками и алевролитами, с разными толщинами, коллекторскими свойствами,
неоднородностью и другими геологическими показателями. Средние значения этих параметров приведены в таблице.
Средние значения параметров
Пласт Проницаемость, мкм2 Пористость, % кр, Д- ед. к„ Д- ед.
Мл 0,076 20,4 2,12 - 2,9 0,38 - 0,61
бб2 0,111 18,7 1,13 - 1,86 0,46 - 0,65
Б61 0,048 20,9 1,0 - 1,67 0,17 - 0,74
тл2-6 0,083 22,5 1,25 - 1,8 0,53 - 0,78
тл2-а 0,220 21,6 1,13 - 1,87 0,57 - 0,98
По фильтрационно-емкостным свойствам можно сказать, что пласты являются среднепроницаемыми и высокопористыми, по величинам коэффициентов расчлененности и песчанистости - неоднородными по толщине и площади распространения.
В связи с этим было проведено исследование влияния группирования пластов на дебиты добывающих скважин. В целом дебит скважин определяется большим числом геологических, технических и технологических причин. В данной работе будут рассмотрены лишь некоторые из них, а именно число проницаемых пластов.
Как правило, пласты-коллекторы очень по-разному распространены в геологической среде. Для представления общей картины было сделано совмещение границ Мл, Бб2, Ббь Тл2-б, Тл2-а пластов (внешних контуров нефтеносности) на одну карту и рассчитан коэффициент распространения коллектора по площади залежи (рис. 1).
В результате были получены следующие значения коэффициента распространения коллектора: для пласта Мл - 0,55; Б62 - 0,32; Б61 - 0,12; Тл2-б - 0,67; Тл2-а - 0,93. Наибольшим распространением характеризуются тульские пласты, малиновский пласт имеет средние значения коэффициента распространения коллектора, и минимальным распространением характеризуются бобриковские пласты.
Далее по схеме сопоставления контуров нефтеносности было подсчитано количество пластов, работающих в каждой скважине. Полученные данные были использованы для составления трафиков зависимости дебита нефти от количества пластов и эффективной нефтенасыщенной толщины.
Рис. 1. Совмещенная карта внешних контуров нефтеносности
На рис. 2 приведена зависимость дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины, в случае, когда скважина в среднем вскрывает 1 пласт.
Н.П
9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
♦ ♦
Рис. 2. Зависимость дебита нефти от нефтенасыщенной толщины (1 пласт)
6 Оп
График характеризуется изменением дебита нефти от 0,8 до 3,5 т/сут. и эффективной нефтенасыщенной толщиной, не превышающей 6,8 м.
На рис. 3 представлена зависимость дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины в случае, когда скважина вскрывает 2-3 пласта.
Н.П
25
20 15 10 5 0
♦ ♦
♦ ♦ ♦
♦
10
15
20
25 Оп
Рис. 3. График зависимости дебита нефти от нефтенасыщенной толщины (2-3 пласта)
0
1
2
3
4
5
0
5
График характеризуется большими дебитами, чем в случае работы одного пласта. Пределы изменения дебита нефти составляют 0,4-19,7 т/сут., эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,8 до 20,4 м.
Далее рассмотрим подобную зависимость дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины, при вскрытии скважиной 4-5 пластов (рис. 4).
Н.П.
30 25 20 15
5 0
0 2 4 6 8 10 ОП
Рис. 4. График зависимости дебита нефти от нефтенасыщенной толщины (4-5 пластов)
График характеризуется изменением дебита нефти от 0,2 до 9,2 т/сут. и эффективной нефтенасыщенной толщиной от 0,8 до 25,2 м.
Для полного анализа на рис. 5 приведена общая зависимость для всех вышерассмотренных вариантов.
Из зависимости дебита скважин от количества вскрываемых пластов видно, что при вскрытии 1 пласта дебит скважин изменяется от 0,8 до 3,5 т/сут., 2-3 пластов -0,4-19,7 т/сут., 4-5 пластов - 0,2-9,2 т/сут.
6 5 4 3 2 1 0
-о—оооо-
ХХХХХХХХХХУОО^О^О—«о—о-
-»—♦-♦-
—<ХХНХНХО-
0
5
10
—♦-
15
20
25 Оп
п
Рис. 5. Зависимость дебита скважин от количества вскрываемых пластов: о 1 пласт, ♦ 2-3 пласта, 0 4-5 пластов
По результатам проведенных исследований для яснополянского эксплуатационного объекта Павловского месторождения установлено, что наиболее эффективно работают скважины, эксплуатирующие 2-3 пласта.
Получено 07.12.06.
