Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторож

     1.Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта

     В составе осадочной толщи пород  Ромашкинского нефтяного месторождения выделяются терригенные и карбонатные отложения девонской, каменноугольной и пермской систем. Основным эксплуатационным объектом в пределах Карамалинской плошади являются терригенные отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (горизонта Д₁), залегающие в среднем на глубине около 1750 м. Продуктивный горизонт представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Для корреляции разрезов используются регионально выдержанные реперы: в кровле горизонта — "верхний известняк", в подошве — "муллинские глины". В разрезе горизонта выделяется 6 пластов-коллекторов (сверху-вниз): "а", "б₁", "6₂", "б₃","в", "гд"

     Залежь  нефти горизонта Д₁ Карамалинской площади является многопластовой, сводовой и представляет собой единую гидродинамическую систему. Об этом свидетельствует наличие общего начального водонефтяного контакта (ВНК) для всех пластов, а также высокая литологическая связанность их между собой. В среднем по площади ВНК прослеживается на абсолютной отметке - 1487,2 м, изменяясь по блокам от -1486,4 м (II блок) до -1487,6 м (III и IV блоки). Наибольшее количество скважин с ВНК вскрыто в пластах "б" (40 скважин), "а" (32 скважин). Самой высокой связанностью между собой характеризуются пласты "б₂" - "б₃" и "б₃"-"в" , по которым коэффициент диалогической связанности (К_св.) составляет соответственно 0,666 и 0,678. Промежуточное положение занимают пласты "а" - "б₁" и "в"  - "гд", по ним К_св составляет соответственно 0,408 и 0,602. Наименее связанными являются пласты "б₁" - "б₂" (0,376).

     Площадь нефтеносности пластов эксплуатационного  объекта уменьшается вниз по разрезу. Наибольшим параметром нефтеносности, определяемым как соотношение количества скважин, вскрывших продуктивный коллектор, к общему количеству скважин по пласту, вскрывшим коллектор, характеризуется пласт "a" (0,964).По пласту "гд" параметр нефтеносности составляет всего 0,019.[1] Терригенные отложения пашийского горизонта (Д₁) нижнефранского подъяруса верхнего девона, залегают на глубине 2340 м. Средняя эффективная толщина пластов-коллекторов горизонта составляет 5,2 м, нефтенасыщенная – 4,8 м.[2]

     К верхней части яруса приурочены пористые, иногда кавернозные нефтенасыщенные известняки. Литологически франский ярус сложен толщей известняков светло-серых. В нижней и средней частях они скрыто кристаллические и реже перекристаллизованные, доломитизированные со стилолитовыми швами. В верхней части яруса известняки органогенно-обломочные, пелитоморфные, микрозернистые, пористые, кавернозные, состоящие из пелитоморфных раковин фораминифер, остракод, брахиопод.  
 

     К средней части этого яруса  приурочены продуктивный пласт, сложенный песчаниками и алевролитами.

     Общая толщина  отложений 520 – 992 м.

     Четвертичные  отложения представлены песчанистыми суглинками, песками, глинами, галечниками  толщиной от 2 – 5 м на водораздельных пространствах и до 18 м в долинах  рек.

     Начальный водонефтяной контакт на месторождении прослеживается на абсолютной отметке – 1585 м. [2]

Таблица 1.1

Показатели  неоднородности пластов Карамалинской площади Ромашкинского месторождения

       Все вышесказанное говорит о  довольно неоднородном строении месторождения. Пласт «а» и «б₁» характеризуются примерно одинаковыми значениями коэффициента песчанистости, но относительно невысокой расчлененностью в пласте «а» и «б₂», поскольку в большинстве разрезов они представлены одним реже двумя пропластками, и высоким значением коэффициента расчлененности в «б1» и «б₃» . Исследуя данные, можно сделать вывод, что, рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к среднеемким  и среднепроницаемым коллекторам.  
 
 
 

     2.Основные коллекторские свойства продуктивных пластов

     В соответствии с принятой при подсчете запасов нефти горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения классификацией породы-коллекторы дифференцируются на классы и группы различной продуктивности по двум параметрам: I — высокопродуктивные коллекторы с абсолютной проницаемостью более 0,100 мкм и II - малопродуктивные с абсолютной проницаемостью, изменяющейся в пределах от 0,030 мкм² до 0, 100 мкм².

     В первом классе пород коллекторы подразделяются на две группы в зависимости от величины объемной глинистости, определяемой по геофизическим данным. При глинистости менее 2% коллекторы относятся к группе высокопродуктивных неглинистых пород (I группа), а при глинистости более 2% — к высокопродуктивным глинистым ((1) группа). Малопродуктивные коллекторы (2 группы) в преобладающем количестве случаев сложены разностями с глинистостью более 2%. Породы с проницаемостью ниже 0,030 мкм² считаются некондиционными и относятся к неколлекторам.

     Такая классификация была использована для  выделения групп коллекторов  по пластам горизонта Д₁ Карамалинской площади. В таблице 2.1 приведены средневзвешенные величины параметров пластов по типам пород. Анализ рассматриваемых данных показывает, что по всем пластам и в целом по объекту самыми высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств характеризуется высокопродуктивные неглинистые коллекторы, по которым пористость изменяется от 0,202 (пласт "в") до 0,214 (пласты "б₁ " и "б₃"), интервал изменения проницаемости составляет 0,414 мкм² (пласт "в") — 0,677 мкм² (пласт "б₁"), а нефтенасыщенность варьирует от 0,824 (пласт "в") до 0,843 (пласт "а"). Наиболее низкие значения коллекторских свойств отмечаются по малопродуктивной группе, средние величины параметров по которой находится в пределах: пористость — от 0,149 (пласт "а") до 0,186 (пласт "б₂"), проницаемость — от 0,050 мкм² (пласт "б₂") до 0,072 мкм² (пласт "б₃" ) и нефтенасыщенность — от 0,549 (пласт "б₃") до 0,675 (пласт "в"). Высокопродуктивные глинистые породы по своим коллекторским свойствам имеют промежуточные значения.[1]

     Таблица 2.1

Характеристика  коллекторских свойств и нефтенасыщенности по группам пород

Продолжение таблицы 2.1 

      Высокая неоднородность пластов по площади и разрезу еще больше усложняется тем, что они представлены коллекторами различной продуктивности. При этом соотношение площадей распространения выделенных групп пород по пластам неодинаково, в целом по площади по всем пластам отмечается преобладание доли высокопродуктивных неглинистых коллекторов. Например, по пластам "б₃", "в" и "гд" на 1 группу коллекторов приходится соответственно 84,0%. 79,4% и 80,0% продуктивной площади, а по пластам "а" и "б₁" — 55,8% и 57,4%. Пласт "б₂" по доле высокопродуктивных неглинистых коллекторов в общей продуктивной площади занимает промежуточное положение (табл. 2.2).[1]

      Таблица 2.2

     Характеристика пластов объекта разработки по условиям залегания коллекторов

     Таблица 2.3

     Средние нефтенасыщенные толщины по пластам 

Таблица 2.4

     Характеристика  коэффициентов слияния пластов  объекта разработки 

     Наибольшая  средняя нефтенасышенная толщина  в целом по площади отмечается по пласту "в", а минимальные — по пластам "б₂" и "бз" (табл. 2.3). При этом почти по всем пластам средние толщины по высокопродуктивной неглинистой группе выше, чем по коллекторам высокопродуктивной глинистой или малопродуктивной групп. Так, в целом, по площади значения нефтенасыщенных толщин по 1 группе изменяются по пластам от 1,8 м (пласт "б") до 2,6 м (пласты "а" и "б₃"), а по (1) и 2 группам — соответственно от 1,5 м (пласт "б₃") до 2,2 м (пласт "в") и от 1,4 м (пласты "б₁") до 1,8 м (пласт "в").[1]

     Таким образом, пласты эксплуатационного объекта характеризуются высокой гидродинамической связанностью между собой, о чем свидетельствуют данные, приведенные в таблице 2.4. Самый высокий коэффициент слияния с нижним пластом (К_СЛ.Н.), рассчитываемый как соотношение количества скважин, вскрывших коллектор в слиянии с нижним интервалом, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор по рассматриваемому пласту, в целом по площади приходится на пласт "б₂" (0,492). По остальным пластам величина К_СЛ.Н значительно ниже и изменяется от 0,256 (пласт "б₁") до 0,459 (пласт "б₃"). В пределах II и IV блоков наибольшими коэффициентами слияния с нижним пластом характеризуется пласт "бз", а на I и III блоках — пласт "б₂".

     По  величине коэффициента слияния с  верхним пластом (К_СЛ.В.) в целом по площади наиболее высокими значениями выделяются пласты "б₃" (К_СЛ.В.=0,498 и К_СЛ.В.=0 448). По остальным пластам доля продуктивной площади, приходящейся на зоны слияний, изменяется от 0,314 (пласт "б₁") до 0,370 (пласт "б₂"). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     3.Состав и физико-химические свойства флюидов

      Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ПТУ. Пробы опирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3    и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти н газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-155-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений". [2]

      Всего по пашийскому горизонту  Карамалинской площади проанализировано: пластовых- 147 проб, поверхностных - 92 пробы.

      При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонту .

Таблица 3.1 

      Свойства пластовой нефти и газа  на объектах Карамалинской площади

Продолжение таблицы 3.1

     Исследование  свойств нефти пашийского горизонта  в пластовых условиях проводилось  по пробам, отобранным из 49 скважин. Средние  значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов, следующие: давление насыщения - 7,12 МПа, газосодержание - 46,92 м7т, объемный коэффициент -1,123, динамическая вязкость составляет 6,45 мПа*с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти – 837,6 кг/м, сепарированной -873,5 кг/м . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта средняя. По содержанию серы - 2,21 % масс, нефть является сернистой. Кинематическая вязкость при 20⁰ С составляет 29,0* 10^-6 м²/с.[2]

      Промысловые исследования по выявлению закономерностей изменения физико-химических свойств нефти при разработке Карамалинской площади Ромашкинского месторождения проводились с 1964 по 1995 год в следующих направлениях: нахождение закономерностей изменения газосодержания, давления насыщения, вязкости и плотности пластовой нефти, определение изменений физико-химических свойств дегазированной нефти, происходящих в процессе разработки.

     Наибольшую  сложность представляло установление закономерностей изменения основных свойств пластовой нефти из-за большого количества данных исследования полученных в процессе разработки площади, поэтому были вычислены средние значения основных параметров нефти по годам.[2]