Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

На территории Удмуртии открыты 63 нефтяных месторождения.

По общности строения структур, принадлежности нефтеносности к определенным стратиграфическим интервалам, однотипности коллекторов и содержащихся в них нефтей и газов все месторождения разделяются на 6 зон нефтенакопления.

1. Киенгопская зона нефтенакопления, приуроченная к северному борту Камско-Кинельской впадины, наиболее крупная по числу выявленных залежей и концентрации запасов нефти. Залежи нефти находятся в карбонатных, верейских, башкирских, турнейских, терригенных и яснополянских отложениях. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях ряда месторождений имеются газовые шапки, содержащие, в основном, азот.

2. Зона накопления, связанная с юго-восточным бортом Камско-Кинельской впадины, содержит значительные запасы нефти, в основном в яснополянских терригенных отложениях.

3. В зоне нефтенакопления, расположенной во внутренней части Камско-Кинельской впадины, месторождения приурочены к тектоноседиментационным структурам, связанным с рифогеннокарбонатными массивами. Нефтеносность установлена в тех же стратиграфических интервалах, что и в Киенгопской зоне.

4. Зона накопления Верхнекамской впадины, нефтеносность которой связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом.

5. Зона накопления Верхнекамской впадины с нефтеносностью, установленной в отложениях башкирского яруса, верейского горизонта и в каширо-подольских отложениях. Над залежами нефти, как правило, имеются шапки азотного газа.

6. Зона нефтенакопления, приуроченная к западному борту Камско-Кинельской впадины, является предполагаемой и полностью неизученной.

Геологический разрез на территории Удмуртской Республики вскрыт в настоящее время до глубины 5500 м (Сарапульская площадь, скв. 1). Нефтегазопроявления отмечены в широком стратиграфическом диапазоне как в палеозойских, так и в протерозойских отложениях. Но в одних горизонтах отмечены незначительные их проявления, в других — открыты залежи нефти.

Наибольшее число залежей Удмуртии открыто в каменноугольных карбонатных отложениях: верейских, башкирских и турнейских. Карбонатные коллекторы представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства. В разрезе осадочных пород выделяют несколько нефтеносных и нефтегазопер-спективных комплексов. Турнейский ярус относится к верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу. В верхней части разреза турнейского яруса (черепетский горизонт) выделяется один продуктивный пласт, сложенный органогенными тонкозернистыми известняками. Пористость меняется от 2 до 16 %, проницаемость от 0,104 до 2,85 мкм², увеличиваясь в зонах развития рифовых массивов вдоль бортов Камско- Кинельской системы прогибов, что обусловлено палекарстовыми прогрессами и трещиноватостью. Залежи нефти массивного типа с этажами нефтеносности 26-72 м на Мишкинском, Лиственском, лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях.

Среднекаменноугольный комплекс включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Литологически комплекс представлен в основном карбонатными породами — известняками и доломитами, и только верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными образованиями. Продуктивные отложения (пласт А4) приурочены к верхней части башкирского яруса и залегают непосредственно под окремнелой пачкой известняков башкирского яруса и аргиллитов верейского горизонта. Пласт неоднороден, состоит из частого переслаивания отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 5 м. Пористость варьирует в широких пределах от 9 до 23%, проницаемость до 1,172 мкм2. Наиболее распространены коллекторы с пористостью 12—15%, проницаемостью 0,05— 0,130 мкм2. Нефтепроявления самого широкого диапазона распространены по всей территории Удмуртии. Залежи нефти установлены на Красногорской, Зотовской, Кезской, Чутырско-Киенгопской, Мишкинской, Гремихинской, Лиственской, Южно-Киенгопской, Лудошурской, Лозолюк-ской и других площадях. Все выявленные залежи массивно-слоистого типа с этажами нефтеносности от 10 м до 63 м. Некоторые из них (Красногорская, Зотовская, Чутырско-Киенгопская) имеют газовые шапки. Башкирская залежь Чутырско-Киенгопского и Мишкинского состоит из 6—7 проницаемых пластов. Основными по емкости являются пласты А4-2, А4.3, А4.6.

В верейских отложениях нефтеносность связана с пластами В2 и В3, хотя встречаются и залежи нефти в пласте Bj. Пласты-коллекторы представлены биоморфными и детритовыми известняками. Покрышкой служат aргиллитовые и карбонатные глинистые породы. Промышленные скопления нефти открыты на 34 месторождениях, что составляет около 60 % от общего числа месторождений. Наряду с залежами нефти в отложениях комплекса выявлены и залежи азотного газа. Газоносность раздела верейского комплекса возрастает в северном направлении, в результате наблюдается переход нефтяных залежей в нефтегазовые, а затем в газонефтяные и газовые с нефтяной оторочкой. Пласт В3 расположен в нижней части верей-ского горизонта. Толщина пласта 1,58 м. Пористость до 10%, проницаемость до 0,522 мкм². Пласт В₂ расположен в 10—15 м от подошвы верейского горизонта и хорошо прослеживается по всей территории. Толщина его 2—9 м, пористость достигает 23%, проницаемость — 0,824 мкм². Все выявленные верейские залежи пластовые сводовые, некоторые из них имеют газовые шапки (Красногорское, Чутырско-Киенгопское, Лозолюкско-Зуринское, Сундурско-Нязинское месторождения), состоящие на 80—90% из азота.

Каширско-верхнекаменноугольный комплекс распространен повсеместно и представлен карбонатными породами. Промышленные залежи нефти установлены на 7 месторождениях в отложениях каширского и подольского горизонтов в Арланском и Глазовском нефтегазоносном районах. Коллекторами являются органогенные известняки и доломиты. Суммарная толщина пластов 8—10 м, пористость их до 22%, проницаемость до 0,3 мкм². Покрышкой служат плотные глинистые известняки и доломиты. Залежи пластовые, сводовые. Так, на Ельниковском и Кырыкмасском месторождениях выделяется до 7 проницаемых пластов. В целом, карбонатные породы чаще всего нестабильны по составу и обладают большой литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

По литологии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений приурочено к карбонатным коллекторам, 22% — к терригенным.

Активные запасы на всех разрабатываемых месторождениях не превышают 63%, из них на долю крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Ельниковское, Мишкинское и Красногорское) приходится 56%. К трудноизвлекаемым запасам относится 37%, из которых 16% составляют залежи с высоковязкими нефтями (> 30 мПа-с), 10% составляют залежи с малой толщиной (< 2 м) и в водонефтяной зоне, 9,66% — залежи с малопроницаемыми коллекторами (<0,05 мкм²), более 2 % запасов находятся в подгазовых зонах. Продуктивные пласты по разрабатываемым месторождениям в основном (87, 12%) имеют толщину менее 10 %. Все вновь вводимые и подготовленные месторождения имеют толщину пластов не более 10 м. Залежи нефти наиболее крупных месторождений — многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Степень выработанности запасов низкая, особенно трудноизвлекаемых, которая составляет около 7%.

Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртии, можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность — от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). Эффективные нефтенасыщенные толщины также меняются в широких пределах от 0,8—4,6 (верейские отложения Ижевского месторождения) до 0,4—3,5 м (тур-нейские отложения Чутырско-Киенгопского месторождения) при числе прослоев от 1 до 20 [30].

Добываемые нефти в основном высокой (> 30 мПа^.с) и повышенной (от 10 до 30 мПа^.с) вязкости. Последние составляют 44,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Миш-кинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне от 862 (яснополянский надгоризонт Чутырской площади) до 917 кг/м3 (турнейский ярус Чутырско-Киенгопского месторождения). Пластовые воды минерализованные, содержание соли в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Ки-енгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасыщенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до 0,5 мкм² зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375—0,424 Па-с, скв. 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимых залежах Дентемовского (яснополянский надгоризонт) и Мещеряковского (турней) месторождений (1,766-4,213 Па-с, скв. 187, 3401, 3402).

Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут.

Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Применяемое оборудование.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные скопления углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловливает экономию металла, труб и других материалов. Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологической точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные (базовые) и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос— фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.