Составил В.Г. Каналин 6 страница

Впервые система разработки с разрезанием залежи на блоки была применена на Ромашкинском нефтяном месторождении и показала значительные преимущества перед законтурным и приконтурным заводнением. Во-первых, она позволяет значительно улучшить показатели разработки неоднородных залежей. Во-вторых, в разработку можно вводить любые блоки залежи, особенно те, которые содержат большие запасы нефти и отличаются высокими дебитами скважин. В-третьих, форма блоков может максимально отобразить геолого-промысловые особенности залежей. В-четвертых, данная система разработки в необходимых случаях может быть использована в сочетании как с законтурным, так и приконтурным заводнением. Все это способствовало широкому внедрению описываемой системы во многих нефтедобывающих районах страны.

На первых этапах внедрения системы появилась идея овозможности объединения в один объект эксплуатации различных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов, регулирование разработки которых планировалось осуществлять путем раздельной закачки воды. Такие многопластовые эксплуатационные объекты были выделены на Ромашкинском, Мухановском, Ярино-Каменноложском, Западно-Тэбукском, Усть-Балыкском, Западно-Сургутском, Правдинском, Самотлорском и других месторождениях.

На первых этапах разработки были сделаны неверные выводы относительно выработки запасов из отдельных пластов, которые были учтены соответственно при разработке других месторождений. В работе [26] говорится, что на Ромашкинском месторождении «разрезание всех пяти пластов по одним и тем же линиям привело к созданию одинаковых начальных искусственных контуров воды по пластам, т.е. обеспечило одно из основных условий, необходимых при объединении пластов в общий объект разработки. Одна и та же закономерность в изменении давления по всем пластам дает возможность предотвратить перетоки жидкости между пластами через места слияния или свести их к минимуму» [26, c.359]. Однако анализ состояния разработки этого объекта, проведенный С.А. Султановым в 1974 г., М.Г. Малютиным, З.М. Ахметовым в 1974 г.; О.А. Прозоровой, М.Г. Малютиным в 1976 г., показал, что наблюдается неравномерная выработка запасов каждого из пластов, фактические показатели разработки не соответствуют проектным. Было отмечено, что объединение продуктивных пластов в один объект эксплуатации не оправдало себя. В пределах горизонта Д-I следовало выделить, как первоначально планировалось, два эксплуатационных объекта. Аналогично вывод о необходимости разукрупнения многопластовых эксплуатационных объектов был сделан на месторождениях Западной Сибири. В процессе проектирования разработки многопластовых нефтяных месторождений целесообразность объединения пластов для совместной эксплуатации и применения систем разработки с разрезанием объектов эксплуатации на отдельные блоки может быть решена на основе тех методических приемов, которые описаны в гл. 16.

Контроль и регулирование разработки при внедрении описываемыхсистем размещения добывающих и нагнетательных скважин осуществляется в пределах каждого блока. Большое внима­ние при контроле за выработкой запасов уделяется анализу динамике добычи нефти, жидкости, динамике ее обводнения, изменения пластовых давлений. Карты изобар и разницы пластовых давлений строят уже не для всей залежи, а для отдельных блоков разработки. Среднее взвешенное по объему (или по площади) пластовое давление вычисляется в пределах контура нефтеносности и зоны отбора по каждому блоку разработки, а затем суммируется в целом по залежи. Регулирование разработки осуществляется путем либо изменения отборов нефти и закачки воды, либо перераспределения давлений, либо переноса фронта закачки.

7. Системы разработки с площадным заводнением применяются для залежей (эксплуатационных объектов), характеризующихся: сравнительно однородным замещением песчаников глинистыми породами, низкими значениями вязкости нефти, проницаемости, гидропроводности и подвижности. Пласт должен характеризоваться значительной толщиной, что способствует более лучшей выработке запасов. В залежах со значительной неоднородностью пластов вода из нагнетательных скважин может прорываться по наиболее проницаемым пропласткам, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин.

При системах с площадным заводнением характерно чередова­ние нагнетательных и добывающих скважин, между которыми выдерживаются определенные расстояния. При этом применяются следующие варианты размещения как эксплуатационных, так и добывающих скважин [26].

а) линейная система скважин, при которой ряды нагнетательных скважин чередуются с рядами добывающих скважин. При этой системе обязательным условием является размещение нагнетательных и добывающих скважин в шахматном порядке. Но расстояния между скважинами в рядах могут быть отличными от расстояний между рядами скважин с одинаковым назначением (рис. 53а);

б) пятиточечная система, при которой нагнетательные скважины размещаются в вершинах квадрата, а добывающая скважина – в его центре (рис. 53б);

в) семиточечная система выбирается в зависимости от подвижности нефти, нагнетательные скважины располагаются в углах правильного шестиугольника, а добывающая скважина – в его центре (рис.53в);

г) девятиточечная система также применяется в зависимости от неоднородности залежи и ее подвижности, нагнетательные скважины находятся как в вершинах квадратов, так и посередине его сторон, а добывающая скважина – в центре квадрата (рис. 53г);

д) четырехточечная система, при которой нагнетательные скважины размещаются в вершинах треугольника, а добывающая скважина – в его центре (рис.53д).

 

 

 

Рис.53. Система разработки с площадным заводнением

а – линейная; б – пятиточечная; в – семиточечная; г – девятиточечная; д – четырехточечная. Скважины: 1- добывающие; 2 - нагнетательные

 

 

8. Система с избиратель­ным заводнением рекомен­дуется для эксплуатационных объектов, характери­зующихся значительной не­однородностью, линзовидным строением, прерывисто­стью, а также резким из­менением коллекторских свойств и толщины пласта. Этот вид заводнения является в целом разновидностью площадного заводнения.

При этой системе эксплуатационный объект разбуривают по равномерной треугольной или квадратной сетке. Разрезы сква­жин увязывают между собой путем детальной корреляции, исполь­зуют результаты гидропрослушивания и самопрослушивания сква­жин, делают вывод относительно линзовидности, прерывистости пласта, изменения его толщины. Большое внимание отводится про­слеживанию отдельных проницаемых пропластков по площади за­лежи, изменению их коллекторских свойств, толщины, а также изу­чению закономерностей изменения фильтрационных характерис­тик — проницаемости, гидропроводности, подвижности, проводи­мости.

На основе комплексной обработки всех геолого-промысловых материалов из числа пробуренных скважин выбирают те, в кото­рые лучше всего закачивать воду. Разрезы нагнетательных сква­жин должны характеризоваться: наибольшей толщиной пласта (чтобы охват был максимальным); наилучшей фильтрационной характеристикой пласта (чтобы обеспечить максимальную прие­мистость скважин и прохождение закачиваемой воды в добывающие скважины); максимальным числом проницаемых пропластков и наличием связи их с аналогичными прослоями в соседних скважинах (чтобы обеспечить максимальный охват заводнением по площади залежи). В этом случае число нагнетательных скважин значительно уменьшается по сравнению с их числом при площад­ном заводнении.

Системы с избирательным заводнением широко применяются на нефтяных месторождениях Татарстана, где в залежах продуктивных пластов нижнего карбона установлены значительная неоднородность и повышенная вязкость нефти. Эта система заработки, вероятно, найдет широкое применение для залежей продуктивных пластов группы А, а также юрского возраста на нефтяных и нефтегазовых месторождениях Западной Сибири, характеризующихся весьма значительной неоднородностью, изменением фильтрационных характеристик и вязкости нефти.

9. Система с очаговым заводнением рекомендуется для тех эксплуатационных объектов, где уже была внедрена та или иная система разработки и где отдельные участки залежей слабо охвачены разработкой. В этом случае очаговое заводнение дополняет основную систему разработки. Очаговые скважины бурятся в том случае, если отмечается выклинивание коллектора, прерывистость пласта и т.п. Обычно на практике эти скважины планируются из числа резервных.

Очаговое заводнение найдет широкое применение при разработке весьма неоднородных пластов нефтяных месторождений За­падной Сибири, при разработке линзовидных, стратиграфически и онтологически экранированных залежей.

Разработка нефтегазовых залежей осуществляется с применением следующих систем: 1) без поддержания пластового давления; 2) путем законтурного заводнения; 3) с барьерным завод­нением.

1. Система разработки нефтегазовых залежей без поддержания пластового давления рекомендуется для эксплуатационных объ­ектов, где основными движущими силами являются энергия рас­ширяющегося газа в газовой шапке и энергия подошвенной или краевой воды. В этом случае количество добываемой нефти и неф­теотдача зависят от соотношения объемов нефтяной и газовой ча­стей залежи, от коллекторских свойств пласта, от фильтрационных характеристик залежи, неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и внедряющейся в залежь пластовой воды, от уг­лов падения пласта.

Характерным примером является извлечение нефти без под­держания пластового давления из нефтегазовой залежи пласта VII месторождения Палванташ, которая характеризуется большими углами падения (от 25 до 80°), этажом нефтеносности до 80 м, высокими значениями коллекторских и фильтрационных свойств пласта, незначительной шириной нефтяной зоны (200— 400 м). В процессе разработки за счет регулирования отборов нефти по добывающим скважинам было достигнуто равномерное продвижение ГНК и ВНК, что позволило в свою очередь достигнуть высокой конечной нефтеотдачи.

2. Система разработки нефтегазовых залежей с законтурным заводнением применяется на тех эксплуатационных объектах, где размеры, объем газовой части пласта по сравнению с нефтяной очень небольшие, энергия пластовой водоносной системы малоак­тивна, коллекторские и фильтрационные свойства пласта низкие, вязкость нефти повышенная. В этом случае запаса пластов энергии в залежи недостаточно, поэтому для достижения соответствующей нефтеотдачи производится разработка таких объектов с законтурным заводнением с обеспечением начального пластового давления на контуре нефтеносности. Нагнетательный ряд располагается за внешним контуром нефтеносности, разработка в этом случае почти не отличается от разработки нефтяных залежей.

3. Система разработки нефтегазовых залежей с барьерным заводнением рекомендуется в том случае, когда отсутствует трещиноватость пород, проницаемость вкрест напластования пород гораздо ниже проницаемости по напластованию. Наибольшая эф­фективность описываемой системы достигается при наличии плот­ных непроницаемых пропластков в интервале газонефтяного кон­такта, а также при небольших углах падения пород. Нагнетатель­ные скважины бурятся вдоль внутреннего контура газоносности
или в некоторых случаях в непосредственной близости от него. За­качиваемая вода образует как бы барьер, который изолирует га­зонасыщенную часть залежи от нефтенасыщенной. Это позволяет одновременно добывать как нефть, так и газ. Особое внимание при контроле за разработкой уделяется исследованиям, позволяю­щим оценить возможность прорыва воды в добывающие сква­жины.

Впервые барьерное заводнение в нашей стране было успешно осуществлено при разработке залежи пласта Б-I Бахметьевского месторождения, где наблюдаются небольшие углы падения пород, а также плотные непроницаемые пропластки, прослеживающиеся по всей площади залежи вблизи газонефтяного контакта. В настоя­щее время эта система применяется на залежи пласта АВ_2-3 Самотлорского нефтегазового месторождения. В процессе разра­ботки этой залежи ГНК опустился на 12—15м, в добывающие скважины начал прорываться газ, газовый фактор увеличился до 1200-3000м³/т. Это обусловило применение барьерного заводне­ния. Закачиваемая вода позволила стабилизировать положение газонефтяного контакта, величина газового фактора достигла пер­воначальных значений. В целом все показатели разработки этого объекта эксплуатации значительно улучшились, что свидетельству­ет о возможности применения этой системы разработки и на дру­гих нефтегазовых месторождениях Западной Сибири.

22.3 Учет геолого-промысловой информации при обосновании сетки скважин эксплуатационных объектов

Поскольку все залежи продуктивных пластов характеризуются геологической неоднородностью, изменением литолого-физических и фильтрационных свойств, изменением физико-химических свойств флюидов, размещение добывающих скважин в пределах эксплуатационных объектов должно учитывать все изменения геолого-промысловых характеристик с целью получения максимальной добычи нефти и обеспечения максимальной нефтеотдачи. Другими словами, в процессе проектирования должна быть создана рациональная система разработки, максимально отвечающая геолого-промысловым особенностям изучаемого эксплуатационного объекта.

Следовательно, для каждого эксплуатационного объекта должна быть разработана своя система размещения добывающих и нагнетательных скважин, отражающая специфику его строения. Кроме того, при размещении скважин необходимо учитывать форму залежей, их толщину, запасы и удельные запасы нефти. Следовательно, в пределах одного эксплуатационного объекта могут возникнуть объективные условия для проектирования различных систем размещения добывающих скважин. Например, в условиях Западной Сибири на залежах с обширными водонефтяными зонами следует применять соответствующие системы разработки отдельно для чисто нефтяной и водонефтяной зон (Советское, Усть-Балыкское, Самотлорское месторождении). Для залежей пластов БВ⁰₈, БВ^1-2₈, БВ³₈ Самотлорского месторождения, характеризующихся различной неоднородностью, запроектированы и разные системы размещения добывающих и нагнетательных скважин.

В зависимости от развития технологии добычи нефти изменялись и представления о системах размещения скважин. В первые годы развития нефтяной промышленности расстояния между скважинами были не более 25 м, после ее национализации они колебались от 100 до 200 м, размещение скважин по площади было равномерным. Наибольшие расстояния (400—500 м) при размещении скважин по равномерной сетке начали применять с 1930г. в Майкопском районе Северного Кавказа. В 1930г. на основе рекомендации комиссии, анализировавшей состояние разработки Новогрозненского месторождения, было предложено использовать неравномерные сетки размещения скважин, с расстояниями между рядами 150м, а между скважинами в рядах 400м (по другому варианту 600м). В 1940г. В.Н. Щелкачев теоретически обосновал возможность батарейного размещения скважин (кольцевыми и линейными рядами). Расстояния между рядами скважин составляли 500 — 600м, а между скважинами в батарее 400 — 500м. Внутриконтурное заводнение было предложено в 1952—1955 гг. при разработке Ромашкинского месторождения. Это мероприятие позволило значительно увеличить расстояния между скважинами. Например, расстояния между рядами на этом месторождении достиг­ли 1000 м, а между скважинами в рядах, 600 м. Аналогичная кар­тина наблюдалась при проектировании разработки нефтяных мес­торождений Западной Сибири. Например, на Мегионском и первоочередном участке Самотлорского месторождения плотность сетки скважин достигла 64 га/скв, на остальной площади Самотлор­ского месторождения — 48,75 га/скв, на Усть-Балыкском место­рождении — 42 га/скв [23, 33, 35, 36].

Таким образом, анализ практики позволяет в настоящее время выделить две системы размещения скважин: но равномернойсетке и рядами.

1. Равномерные сетки по форме делятся на квадратные и треугольные. Квадратная сетка при разработке нефтяных месторождений встречается очень редко, в основном при наличии значительной неоднородности эксплуатационных объектов, при резком изменении коллекторских и фильтрационных свойств. Применение такой сетки позволяет пробуренными добывающими скважинами производить дальнейшее изучение залежи, ее неоднородности и на этой основе уплотнять сетку скважин, т.е. в конечном итоге пе­реходить на треугольную. Квадратные сетки широко применяют­ся при разработке газовых залежей, что позволяет более рав­номерно дренировать залежь. В США нефтяные месторождения разрабатывают в основном по квадратной сетке, что обусловле­но геометрией участков, имеющих обычно прямоугольною или квадратную форму, принадлежащих различным владельцам.

Треугольная сетка широко применялась при разработке неф­тяных залежей до внедрения неравномерных сеток, в этом случае площадь дренируется гораздо интенсивнее, чем при квадратной сетке. Треугольная сетка может быть получена путем бурения дополнительных добывающих скважин в центре квадратов при разбуривании залежи на первом этапе по квадратной сетке. В настоящее время треугольные сетки чаще всего используют для залежей с режимом растворенного газа.

Системы размещения скважин подразделяются еще по степе­ни уплотнения, по темпу ввода и порядку ввода скважин в экс­плуатацию [26].

Различают малую, среднюю и большую степень уплотнения скважин в пределах эксплуатационных объектов. Однако это по­нятие зависит как от развития методов технологии добычи неф­ти, так и от геолого-промысловых особенностей залежей. Пользо­ваться этим понятием можно только в пределах одного эксплуата­ционного объекта или многопластового месторождения.

По темпу ввода скважин в разработку выделяли сплошную и замедленную системы разработки. Однако в настоящее время в связи с внедрением интенсивных систем разработки, разбуривание эксплуатационных объектов добывающими скважинами про­изводится в пределах отдельных блоков разработки. Поэтому в настоящее время понятия «сплошная» и «замедленная» системы потеряли свой первоначальный смысл и не применяются.

По порядку разбуривания эксплуатационных объектов выде­ляли сгущающуюся и ползущую системы [26]. Однако в связи с применением интенсивных систем разработки понятия «сгущаю­щаяся» и «ползущая» системы потеряли свое первоначальное значение, так как система заводнения предусматривает актив­ное воздействие на залежь и максимальное извлечение содержа­щихся в ней запасов нефти с первых этапов разбуривания в соответствии с проектными документами.

2. Системы размещения добывающих скважин рядами по форме рядов разделяют на две группы: с незамкнутыми и с замкнутыми (кольцевыми) рядами. Незамкнутые ряды применяют при разработке стратиграфически или литологически экраниро­ванных залежей. В этом случае ряды добывающих скважин пла­нируют бурить параллельно начальному контуру нефтеносности. Незамкнутые ряды используют также при разрезании залежи ряда­ми нагнетательных скважин на отдельные блоки разработки. При этом ряды добывающих скважин располагают параллельно нагне­тательным скважинам и вкрест простирания структуры. Замкнутые (кольцевые) ряды, или батареи, предусматриваются для разра­ботки залежей, приуроченных к антиклинальным и брахиантиклинальным складкам, при проведении на них законтурного, приконтурного, осевого, кольцевого и центрального заводнения.

В работе [26] указано, что выделяются системы по взаимному расположению рядов, по степени их уплотнения, по темпу ввода рядов в эксплуатацию, по порядку ввода скважин в эксплуатацию, по методу воздействия на пласт. Однако, как отмечалось выше, отмеченные понятия не соответствуют первоначальному их смыслу и в настоящее время на практике обычно не применяются.

Следует заметить, что имеется прямая связь между конечной нефтеотдачей и выбором рационального варианта размещения до­бывающих и нагнетательных скважин. Поэтому основное внимание геологической службы нефтегазодобывающих предприятий долж­но быть направлено на изучение геолого-промысловых особенностей нефтяных залежей с целью их учета при проектировании рацио­нальных систем разработки и достижения максимальной нефте­отдачи.

 

Раздел четвертый

Часть первая

ПРАКТИЧЕСКИЕ ПРИМЕРЫ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ В ПРОЦЕССЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

 

Глава 23. НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПРИУРОЧЕННЫЕ К БОРТАМ КАМСКО-КИНЕЛЬСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ

К настоящему времени в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции открыто свыше 500 нефтяных, нефте­газовых и газонефтяных месторождении. Геологическое строение и геолого-промысловые особенности этих месторождений описаны в многочисленных работах. Однако геолого-промысловые особенно­сти месторождений, приуроченных к бортам Камско-Кинельской системы прогибов, до настоящего времени слабо освещены. Поэтому в данной работе мы постарались обратить внимание про­мысловых геологов на геологические особенности этих месторож­дений, влияющих как на геолого-промысловую характеристику от­дельных залежей, так и на состояние их разработки.

23.1 Особенности геологического строения

Основные черты геологического строения и геолого-промысло­вые особенности нефтяных залежей описываемого района мы рассмотрим на примере Ярино-Каменноложского месторождения, расположенного в Пермском Прикамье и приуроченного к бортам Камско-Кинельской системы прогибов. Эта система прогибов занимает обширную территорию Волго-Уральской нефтега­зоносной провинции, протягиваясь из Республики Коми через террито­рию Пермской области, Башкирии, Татарии до южных окраин Самарского Заволжья. К бортам Камско-Кинельской системы прогибов приурочено более 50% нефтяных месторождений (Кухтымское, Северо-Яринское, Яринское, Каменноложское, Шалашнинское, Межевское, Лобановское, Козубаевское, Мазунинское, Кыласовское, Ольховское и др.)

До 1962 – 1963гг. считалось, что образование всех поднятий Пермского Прикамья обусловлено тектоническим фактором. После появления ряда работ (М.М. Грачевского, 1959г; И.М. Мельника, 1963г.; Л.В. Шаронова, Е.Н. Ларионовой, 1963г.; В.Г. Каналина, 1966, 1973 гг.) эти взгляды стали изменяться. Основная их идея заключается в том, что поднятия, расположенные по бортам Камско-Кинельской впадины, связываются с облеканием рифогенных массивов различного размера и характера.

На территории Пермской области Камско-Кинельская впадина протягивается с юго-запада на северо-восток, ширина ее 20—45 км. Зарождение впадины, видимо, началось в конце среднефранского времени (в раннефранское время впадина не прослеживается). По мнению М.М. Грачевского, впадина развивалась в условиях некомпенсированного накоплении осадков в верхнефранское ифаменское время. В турнейское время происходит заполнение впадины терригенными и терригенно-карбонатными осадками, представленными темными битуминозными породами типичного доманикового облика. Заволжский горизонт здесь прослеживается на 100—200м ниже выделенной ранее нижней границы турнейского яруса в тех же скважинах.

По бортам впадины во франское, фаменское и частично турнейское время накапливалась мощная толща мелководных карбонатных осадков светлого облика. Особенность бортовых разрезов — уменьшение мощности малевско-упинских и черепетских отложений. Светлые известняки бортовых разрезов не имеют четких маркирующих границ, так как в них отсутствует слоистость. Мощная толща этих карбонатных отложений, видимо, образована рифостроителями, а весь куполовидный массив с раздутой мощностью карбонатных отложений представляет собой биогерм. Однако рифостроителей в описываемых отложениях Пермского Прикамья пока не обнаружено, что, по мнению ряда геологов, является главным доказательством того, что карбонатный массив не представляет собой биогерм.

Работами М.М. Грачевского, О.А. Лоцман, А.И. Равикович доказано, что рифостроителями могли быть синезеленые водоросли Eoepiphiton, обнаруженные в отложениях Аксубаево, Чистополя, Голюшурмы, а затем вторичные, процессы изменили структуру рифового массива.

Большую роль в формировании вышележащих структур над бортовыми биогермными сооружениями Камско-Кинельской впадины сыграл фактор уплотнения глинистых осадков. Таким образом, в образовании поднятий подобного рода участвовали несколько факторов: тектонический, биологический, а также уплотнение глинистых осадков. Одни авторы считают эти поднятия структурами облекания эрозионных останцов, другие – инверсионными.

Каменноложский (Кухтымское, Северо-Яринское, Яринское, Каменно-ложское, Шалашнинское поднятия) и Межевской (Талицкое и Межевское поднятия) валы приурочены к борту Камско-Кинельской впадины. На основе корреляции разрезов глубоких разведочных скважин здесь выделяются два типа разрезов – бортовой и впадинный. Оба хорошо прослеживаются, начиная примерно с конца доманикского времени и до конца турнейского. В девонских отложениях склоны рифовых образований имеют довольно крутые углы падений. У западного склона углы падения более крутые (до 18-20⁰), чем у восточного (до 5-7⁰). За счет облекания тела рифа более молодыми отложениями углы падений крыльев значительно уменьшаются к поверхности (рис. 54).

В нижнефранских и в низах среднефранских отложений под­нятия, отсутствуют, пласты здесь залегают моноклинально. В конце среднефранского времени отмечается рост биогерм, которые морфологически выделяются еще не резко. По кровле фаменского яруса биогермы представляют крупные поднятия с крутыми за­падными склонами, морфологически выражены довольно резко. По кровле лихвинского надгоризонта за счет локального увеличе­ния мощности заволжских рифогенных отложений на гребне био­герма поднятия представляют собой также крупные сооружения, западные крылья которых значительно круче восточных.

Рис. 54. Геологический разрез через Камско-Кинельскую систему прогибов:

1 – глины; 2 - алевролиты; 3 – песчаники; 4 – глинистые известняки; 5 – известняки;

6 – темные глинистые известняки доманиковой фации; 7 – доломиты; 8 – газ, нефть.

 

Ранневизейские региональные поднятия на Русской платфор­ме привели к смене карбонатной седиментации терригенной. Терригенный материал доставлялся крупными реками, по-видимому, с северо-запада (по данным Н.В. Пахомова, О.А. Щербакова). Терригенные малиновские и яснополянские отложения облекают не только биогермные сооружения, но и размытый палеорельеф турнейских известняков. По вышележащим отложениям поднятия выполаживаются.

Для Полазнинокого поднятия отмечаются те же закономерно­сти, что и для описанных выше, где также выявляется наличие ри­фа. Полазнинское поднятие — видимо, переходного типа, так как его образование частично связано с тектоническим фактором (под­нятие прослеживается и в среднедевонских отложениях) и в основном с облеканием рифа. Древнее девонское поднятие, видимо, служило базой для жизни и роста более молодого биогермного сооружения.

 

23.2 Учет геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов в процессе проектирования разработки

При изучении Ярино-Каменноложского месторождения учитывались прямые, геофизические, гидродинамические и геолого-промысловые методы получения геолого-промысловой информации. Большое внимание при обобщении и интерпретации уделялось прежде всего графическим способам, меньшее — количественной оценке геолого-промыслового материала как при подсчете запасов, так и при проектировании разработки.

В начальный период разбуривания месторождения изучались в основном пласты терригенной толщи нижнего карбона. Были ус­тановлены три продуктивных пласта Б₁, Б₂, Б₃; пласт Б₁ тульского возраста, пласты Б₂ и Б₃ — бобриковского. Все три пласта представлены песчаниками, алевролитами, с прослоями глинистых пород. По данным лабораторных анализов керна пористость пород изменяется от 2 до 23,5%, проницаемость — от 0,0001 до 2,370 мкм². Гидропроводность по предварительным данным колебалась от 20 до 700 (мкм²*см)/(мПа*с). Бурением уже первых разведочных скважин была доказана значительная фациальная изменчивость пород, их неоднородность. Коэффициент расчле­ненности в некоторых скважинах достигал 7—8, а коэффициент песчанистости всего лишь 0,2—0,4. Вязкость нефти в пластовых условиях составляла всего 0,90мПа*с, что гораздо ниже вязкости воды (1,4-1,6 мПа*с). Пластовое давление равнялось 17,0МПа, а давление насыщения 16,1МПа, т.е. разница между этими величинами минимальная. Разработку залежи предстояло проводить при условии снижения как пластового, так и забойного давлений значительно ниже давления насыщения. Это затрудняло решение вопросов проектирования разработки.

Установление гидродинамической связи между пластами, а также выявленные геолого-промысловые особенности послужили ос­нованием для их совместной эксплуатации, т.е. для выделения здесь одного эксплуатационного объекта. Интерпретация и учет всех геолого-промысловых материалов позволили для разработки данного объекта эксплуатации рекомендовать систему с поддержанием пластового давления путем законтурного заводнения. Сис­темы разработки с разрезанием залежи на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин были отвергнуты как непригодные для месторождений данного типа. В пределах Яринской площади было запланировано шесть рядов добывающих скважин, общее их число составило 114, нагнетательных — 20. Размещение добываю­щих скважин было утверждено по сетке 400X400 м. В пределах Каменноложской площади проектом было запланировало размещение 110 добывающих скважин в пяти рядах по сетке 600Х450 м. Число нагнетательных скважин, размещаемых за внешним контуром нефтеносности, составило 21. Закачку воды планировалось осуществлять совместно во все продуктивные пласты.