Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

Детальная корреляция дает основание полагать, что отмеченные внутри пластов БС₁₀¹ и БС₁₁¹ непроницаемые известковистые прослои хотя и имеют сравнительно небольшую, до 2-2,5 м толщину, но прослеживаются на значительные расстояния и выполняют роль гидродинамических экранов, расчленяя кажущийся монолитным песчаный пласт на две, слабо гидродинамически связанные друг с другом части, т.е. на два объекта.

Этот вывод подтверждается тем, что во многих скважинах верхняя  часть имеет более высокую  нефтенасыщенность, чем нижняя. При  этом изменение нефтенасыщенности происходит скачкообразно и не связано с литологическими особенностями пород. Следовательно, при моделировании  

для целей анализа  выработки запасов есть все основания рассматривать каждый из пластов БС₁₀¹ и БC₁₁¹ как два самостоятельных объекта, слабо гидродинамически связанных между собой.

Пласт БС₁₁² имеет наиболее сложное строение из всех объектов Холмогорского месторождения. Как правило, он расчленен на шесть - восемь прослоев небольшой толщины, однако довольно уверенно эта пачка разделятся на две части. Верхняя часть залегает непосредственно под БС₁₁² и отделена от него глинистым разделом толщиной до двух метров. Часто верхняя часть состоит из одного - двух проницаемых прослоев. Ниже залегает толща глинистых пород, достигающая толщины трех - пяти метров. Еще ниже - достаточно неоднородная пачка, состоящая из трех - шести проницаемых алевролитовых прослоев, переслаивающихся глинистыми породами с ярко выраженным снижением фильтрационно-емкостных свойств и толщин сверху вниз. На отдельных участках, особенно там, где отсутствует описанная верхняя часть объекта, он более монолитен. В связи с этим, при геологическом моделировании верхняя часть пласта БС₁₁ индексируется как БС₁₁³, нижняя часть - как БС₁₁⁴.

Таким образом, рассмотрено  семь объектов геологического моделирования. В верхней части продуктивной толщи выделено три объекта: БС₁₀¹, БС₁₀² и БС₁₀³, в нижней его части, отделенной от верхней сорокаметровой толщей глин, еще четыре объекта: БС₁₁¹, БС₁₁², БС₁₁³ и БС₁₁⁴. Поскольку извлекаемые запасы нефти объекта БС₁₀³ незначительны (13 тыс.т), в дальнейшем он объединен с вышележащим БС₁₀². В связи с этим для дальнейших исследований принято шесть основных объектов геологического моделирования: БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₁¹, БС₁₁², БС₁₁³ и БС₁₁⁴.

Итак, согласно тектонической  схеме Холмогорское месторождение приурочено к Холмогорскому куполовидному поднятию 2 порядка, расположенному в центральной части северо-сургутской моноклинали - структуре 1 порядка. Холмогорское локальное поднятие в пределах  

замкнутой сейсмоизогипсы - 2900 м. по отражающему горизонту «Б» имеет размеры 20,5 ´ 17,5 км., амплитуду 80 м. (наибольшая отметка - 2820 м.), северо-восточное простирание. Это типичная куполовидная складка. Морфология её довольно сложна.

Северная переклиналь  осложнена тремя структурными носами, разделёнными узкими заливообразными прогибами. Очертания южного погружения складки также осложнены многочисленными структурными носами. Углы наклона крыльев изменяются от 1 град. 26 мин.  на восточном крыле до 0 град. 40 мин. на западном

Вся структура осложнена многочисленными вершинами и неглубокими по амплитуде ложбинами. Структурные планы по кровле продуктивных пластов БС₁₀¹ и БС₁₁¹ и отражающему горизонту «Б» сходны в основном между собой, отличаясь лишь глубинами залегания, амплитудами и углами падения слоёв. Эксплуатационное разбуривание в основном подтвердило представление о тектоническом строении месторождения, сделанное по разведочным скважинам.

Таким образом, Холмогорское месторождение расположено на Холмогорском поднятии, которое является структурой длительного развития. Она представляет собой тектоническую структуру обтекания, при формировании которой наряду с главным тектоническим фактором происходили процессы осадконакопления, которые обусловили выполаживание структурных форм от более древних к молодым отложениям, при унаследованном характере поднятий по всем горизонтам мезокайнозоя.

 

2.2  Характеристика продуктивных пластов

 

Промышленная нефтеносность  Сургутского района установлена  в отложениях юры и нижнего мела. На Холмогорском месторождении промышленно нефтеносными являются горизонты БС₁₀ и БС₁₁ нижнего мела.

 

При обосновании извлекаемых  запасов утверждены следующие коэффициенты вытеснения: БС₁₁¹ – 0,74 (НЗ) и 0,70 (ВИЗ); БС₁₁² – 0,58 (НЗ) и 0,55 (ВНЗ).

Зависимость начальной  нефтенасыщенности от проницаемости керна хорошо согласуется с аналогичными зависимостями по соседним месторождениям. При этом значения начальной нефтенасыщенности составляют от 0,63 до 0,74 при изменении проницаемости от 17 до 110 мД.

Зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости по керну не прослеживается. Значение остаточной нефтенасыщенности пластов БС₁₀  БС₁₁, составиляет 0,229.

Коллекторские свойства продуктивных горизонта  БС₁₁ Холмогорского месторождения изменяются в широких пределах. Пористость изменяется от 15 до 23%, проницаемость от 5 до 250 мД. В отдельных пропластках, сложенных средне-зернистыми песчаниками, проницаемость коллектора достигает 450 мД.

Для практических целей  выделено три типа коллекторов со следующими граничными значениями проницаемости:

• коллекторы с пониженной проницаемостью менее 30 мД;
• коллекторы со средней проницаемостью 30-150 мД;
• коллекторы с повышенной проницаемостью более 150 мД.

При построении гистограмм распределения проницаемости для каждого типа коллекторов с различной проницаемостью определялось какие классы пористости входят в его состав.

Для этого выделено пять классов  пористости:

1. класс – К_п = 0,1 - 0,13;

2. класс – К_п = 0,13 - 0,16;

3. класс – К_п = 0,16 - 0,19;

4. класс – К_п = 0,19 - 0,22;

5. класс – К_п = 0,22 - 0,25.

 

Коллекторы с проницаемостью менее 20 мД в основном имеют пористость II и III классов (К_п = 0,13 - 0,19) и в меньшей степени пористость I и IV классов (К_п = 0,1 - 0,13; К_п = 0,19 - 0,22).

Коллекторы с проницаемостью 40 и 80 мД в основном сложены породами более высокой пористости III класса (К_п = 0,16 - 0,19) и лишь частично IV класса (К_п = 0,19 - 0,22). Дальнейшее увеличение проницаемости ведет и к увеличению пористости.

Коллекторы с проницаемостью 80 - 120 мД сложены в основном породами с пористостью IV класса (К_п = 0,19 - 0,22) и лишь в малой степени III класса (К_п = 0,16 - 0,19).

Коллекторы с проницаемостью 80 - 120 мД сложены породами с пористостью только IV класса (К_п = 0,19 - 0,22).

Объяснить то, что значительная доля коллекторов с низкой пористостью (К_п = 0,1 - 0,13) обладает проницаемостью более 300 мД можно двумя, наиболее вероятными причинами:

• ранее, при построении петрофизических зависимостей для определения пористости и проницаемости по ГИС допущены ошибки;
• у пород с низкой пористостью высокая проницаемость связана с трещиноватостью.

Фактически, в выборке  со сравнительно низкими дебитами (до 64 т/сут включительно) большая доля приходится на скважины, в которых эксплуатируются пласты с высокими коллекторскими свойствами (К_пр > 150 мД). При повышении дебитов в два раза (до 128 т/сут) доля скважин с коллекторами проницаемостью менее 150 мД заметно возрастает, а с коллекторами пластами повышенной проницаемости (К_пр > 150 мД) существенно снижается. Еще более резкая картина наблюдается по скважинам с дебитами до 256 т/сут. Для этой выборки характерно явное преобладание доли скважин, дренирующих пласты, сложенные менее проницаемыми коллекторами.

 

Для одного из двух основных объектов геологического моделирования, объекту БС₁₁ характерны следующие особенности строения. Большая часть площади, около 75% – центр, северо-восток и юго-восток, сложена в основном породами средней проницаемости с довольно многочисленными, сравнительно небольшими, вскрытыми не более чем шестью скважинами, участками неправильной формы, сложенными коллекторами повышенной проницаемости. В юго-западной части коллекторские свойства объекта БС₁₁ существенно снижаются, при этом преобладают зоны распространения коллекторов с пониженной и средней проницаемостью, иногда имеющие меридиональную протяженность, представлены примерно одинаково.

Другой основной объект моделирования – БС₁₁ имеет иное строение, чем вышележащий БС₁₁. Примерно половина его площади (центральная и юго-западная части) сложены преимущественно зонами отсутствия коллекторов, среди которых в направлении на юг прослеживается несколько крупных полосообразных зон с преимущественно меридиональной протяженностью, сложенных коллекторами средней проницаемости. В северном направлении зоны распространения коллекторов со средней проницаемостью уменьшаются. Северо-восточная (35 % площади) и юго-восточная (15 % площади) части залежи имеют значительно улучшенные фильтрационные свойства, при этом преобладают зоны распространения коллекторов средней проницаемости с многочисленными зонами повышенной проницаемости.

Для объекта моделирования БС₁₁ характерно чередование меридионально вытянутых зон отсутствия коллекторов с зонами развития коллекторов пониженной проницаемости. Причем в восточной части преобладают зоны отсутствия коллекторов, в западной - доля скважин вскрывших коллектора пониженной проницаемости существенно возрастает. Зоны развития коллекторов средней проницаемости играют подчиненную роль, а повышенной  практически отсутствуют. В самом нижнем объекте  

моделирования БС₁₁, также как и у вышележащего, в пределах контура нефтеносности преобладают низкопроницаемые коллекторы. За пределами контура нефтеносности отмечены обширные зоны отсутствия коллекторов на юго-западе, северо-востоке площади и на севере центральной части. Обширная зона отсутствия коллекторов занимает также юго-восточную часть месторождения. Все это говорит об отсутствии активной законтурной водоносной области этого объекта.

Отличительной особенностью залежей нефти Ноябрьского района, в том числе и Холмогорского  месторождения, является  относительно  низкий   коэффициент насыщенности нефтью. По некоторым оценкам он составляет от 60 до 90 % от предельного нефтенасыщения в залежах других районов Западной Сибири с близкими значениями фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов. На фоне общей пониженной нефтенасыщенности коллекторов наблюдается высокая неоднородность содержания нефти по разрезу пласта. Проницаемые прослои с низким нефтесодержанием, содержащие подвижную воду, выделяются не только в подошвенной, но и в центральной и даже кровельной частях разреза пласта. Это объясняется поздним формированием залежей района и осложняющим действием новейших тектонических движений.

При подсчете запасов  нефти насыщенность пластов определялась двумя способами: прямым методом (по керну, отобранному на растворе с нефтяной основой РНО) и по данным электрического каротажа с использованием традиционных петрофизических зависимостей, исходя из значения пористости породы. При этом указано на весьма низкую надежность выполненных прямых определений насыщенности по керну. Так, при отборе керна в растворе было 5-10% свободной воды, хотя ее содержание не должно превышать 3%. Керн имел плохую сохранность, т.к. его периферия была существенно уплотнена (до 2 см), а центр существенно разрушен до отдельных зерен и кусочков.

 

Выделены три вида зон по характеру нефтенасыщения продуктивного разреза скважин и по характеру ожидаемого притока:

• зоны с насыщением выше критического, при котором из пласта в процессе опробования поступает чистая нефть;
• зоны, недонасыщенные нефтью, когда из пласта при опробовании поступает нефть с водой;
• водонасыщенные зоны (возможно с остаточной нефтью), из которых при опробовании поступает вода.

При снижении фильтрационно-емкостных  свойств приток чистой нефти происходит при меньшей нефтенасыщенности и наоборот. Полученные закономерности позволили обосновать критерии нефтенасыщения для выделенных ранее типов коллекторов при разном характере притока.

Так, для коллекторов  с повышенной проницаемостью, более 150 мД, эти пределы приняты равными:

• приток нефти при К_н > 0,57;
• приток нефти с водой при 0,52 ≤ К_н ≤ 0,57;
• приток воды при К_н < 0,52.

Для коллекторов со средней проницаемостью, от 30 до 150 мД:

• приток нефти при К_н > 0,52;
• приток нефти с водой при 0,47 ≤ К_н ≤ 0,52;
• приток воды при К_н < 0,47.

Для коллекторов с  пониженной проницаемостью, менее 30 мД:

• приток нефти при К_н > 0,48;
• приток нефти с водой при 0,40 ≤ К_н ≤ 0,48;
• приток воды при К_н < 0,40.

Подводя итог выполненному  геологическому  моделированию  объектов Холмогорского месторождения, необходимо отметить, что на фоне общей пониженной нефтенасыщенности коллекторов наблюдается высокая  

неоднородность содержания нефти по разрезу пластов. Проницаемые прослои с низким содержанием нефти, имеющие подвижную воду, выделяются не только в подошвенной, но и в центральной и даже кровельной частях разреза пласта. Такое пониженное и неоднородное нефтенасыщение коллекторов является общим практически для всех залежей Ноябрьского района и обусловлено поздним их формированием и осложняющим действием новейших тектонических движений. Перестройка структурного плана поднятия в результате новейших тектонических движений привела к переформированию ранее образовавшихся скоплений нефти. Процесс переформирования залежи, происходящий и в настоящее время, осложняется особенностями геологического строения продуктивных пластов. Это предопределило непостоянство уровня ВНК на площади залежи, который изменяется в пределах 5-15 м для пласта БС₁₁² и в пределах 20-30 м для пласта БС₁₁².