Анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Онбийском месторождении ЗАО “ТАТЕХ”.

       На  месторождении бобриковские коллекторы, глубина залегания которых изменяется от 1030 м до 1351,2 и в среднем составляет 1150,7 м, отличаются по условиям осадконакопления. Выделяются два типа разрезов терригенной  части отложений: отложения врезовых зон и отложения, формирование которых происходило в условиях спокойного мелководья. В этой связи это два самостоятельных объекта, требующие дифференцированного подхода при выборе системы разработки запасов нефти приуроченных к этим коллекторам. Достаточно обширная зона распространения продуктивных коллекторов на участках 7 и 1, условно в пределах одного контура  объединяет различные типы разрезов. На  участках он носит врезовый характер. Врезовые отложения представлены в основном углистыми породами, терригенными коллекторами, которые экранированы углистыми породами. В некоторых случаях (скв.11383) зона врезов полностью заполнена песчаниками .

       В отложениях бобриковского горизонта  на месторождении имеют распространение  пласты Сбр-2 и Сбр-3 , последний имеет практически повсеместное развитие. Пласты бобриковских отложений врезовых зон стратиграфически условно индексируются как Сбр-0 . Коллекторы представлены в основном слабосцементированными (до рыхлых) алевролитово-песчаными породами. Эффективные прослои - это мелкозернистые песчаники, кварцевые, слабо алевролитистые, неравномерно глинистые. Алевролиты средне- и крупнозернистые, кварцевого состава. Общая толщина бобриковских отложений незначительная и равна 3,6 м, при этом нефтенасыщенная часть составляет 2,0 м, а эффективная - 2,7 м. Такое соотношение толщин обусловило значительную величину песчанистости, равную 0,88. Коэффициент расчлененности составил 1,7, т.е. в среднем на одну пробуренную скважину приходится менее двух пластов.

       Результаты  лабораторных анализов кернового материала  показали существенное отличие дискретных определений пористости от 11,4 до 27,0%  и проницаемости от 0,023 до 0,136 мкм^2, среднеарифметические величины равны 19,1% и 0,069 мкм² , соответственно. Аналогичный спектр определений был получен по результатам геофизических исследований.

       Выше  залегающие продуктивные отложения  тульского горизонта, средняя глубина  залегания которых составляет 1140,4 м, представлены переслаиванием мелкозернистого песчаника и алевролитов. В терригенных отложениях горизонта выделяют до 4 пластов. В пределах месторождения нефтенасыщенным является в основном пласт Стл-2.  Отдельными скважинами вскрыт бурением нефтенасыщенный коллектор пласта Стл-4.

       Продуктивные  отложения Стл-2 характеризуются значительной зональной неоднородностью. Область их распространения связана, главным образом, с участками 1, 2, 3 и 5 .  В остальных случаях они замещены неколлекторами или водонасыщенные. Залежи нефти приурочены к литологически экранированным участкам. Зоны скопления нефти незначительные по площади. В сравнении с бобриковскими, тульские коллекторы характеризуются и по лабораторным, и по геофизическим данным лучшими фильтрационными свойствами. Для них также характерна незначительная общая толщина  терригенных пород - 2,7 м. Нефтенасыщенные коллекторы, как правило, представлены одним пластом с средней толщиной 2,2 м, о чем в свою очередь свидетельствуют показатели песчанистости и расчлененности, которые соответственно равны 0,9 и 1,2.

       В кровле терригенной части тульского горизонта залегает карбонатный прослой Rp-тл, достаточно выдержанный по площади. Он сложен известняками, мелкозернистыми, прослоями песчаниковидными доломитами, уплотненными и в подошве загипсованными. Площадной характер распространения позволяет рассматривать его как репер при корреляции разрезов. По макроописанию керна тульский известняк в сравнении с турнейским характеризуются близкими по литолого-петрографическим свойствам, но в среднем более плотный. Согласно анализа СКО скважины 11160 на 9 участке пористость его составила 18% при 72% нефтенасыщенности. Пласт Rp-тл, как коллектор, вскрыт единичными скважинами, за исключением  участков 10 и 11, где по данным подсчета запасов выделены две пластово-сводовые залежи. Мощность которых меняется от 0,8 до 2,0 м. Геофизическое определение коллекторских свойств пласта позволяет предположить о том, что пористость его ниже коллекторов турнейского яруса. В пределах продуктивной площади большая часть пласта по толщине не превышает в среднем 1,0 м.

       Глубина залегания продуктивных коллекторов  башкирского яруса в среднем  оставляет 865,4 м при колебании  от 748,0  до 1027,6 м. Коллекторы представлены пористыми карбонатными пропластками, средняя представительность которых в пределах яруса (песчанистость) составляет 0,48, среднее количество пропластков приходящееся на одну скважину (коэффициент расчлененности) составляет 5,45. Это второй объект по сложности геологического строения после турнейского яруса.

       Предыдущие  исследования и анализ, на основании  этих исследований результатов бурения добывающих скважин, показал, что объективно в прослоях башкирского яруса выделение двух пачек Сбш₁ и Сбш₂ (снизу вверх). Однако, границу между ними выделить сложно, кроме того наличие залеченной трещиноватости позволяет башкирский ярус рассматривать как единый объект разработки. Высокая послойная неоднородность обусловлена чередованием плотных, порой загипсованных, глинистых и пористых разностей карбонатных пород, количество которых колеблется по скважинам от 3 до 10. При общей толщине  яруса 24,2 м, нефтенасыщенная толщина пропластков изменяется от 1,0 до 24,2 м, при среднем значении равном 8,1 м. Средняя эффективная толщина составляет 11,2 м .

       Нефтеносные прослои сложены в основном водораслево-фораминиферовыми известняками, раковинно-известняковыми песчаниками. Породы пористые с межформенной структурой порового пространства. Поры первичные на отдельных участках увеличенные выщелачиванием. Размер пор меняется от 0,03 до 0,04 мм, реже до 0,6-1,0 мм. Распределение пор неравномерное, связь между которыми обусловлена тонкими межформенными каналами.

       Лабораторные  исследования керна, а также результаты геофизических исследований показали достаточно близкие значения фильтрационных и емкостных свойств, определяемые этими методами. Так, пористость по двум методам определения изменяется от 9,1 до 21,9% по керну и от 7,5 до 18,4%, по геофизике, но при этом средние значения составляют 12,6 и 12,8% соответственно. Аналогичная картина близости средних значений проницаемости.

            В региональном плане продуктивные отложения башкирского яруса представлены на всех участках. Они практически повсеместно перекрывают нижележащие продуктивные отложения, за исключением турнейского яруса. Залежи нефти относятся к типу массивных.

       Последний в рассматриваемом этаже нефтеносности, верейский горизонт представлен карбонатными породами. В разрезе горизонта выделяются два продуктивных пласта коллектора Свр-2 и Свр-3 (снизу вверх), при средней глубине залегания 856,6 м. Представлены они известняками коричневыми, коричнево-серыми, органогенными, участками перекристализованными, прослоями неравномерно глинистыми. Наиболее характерными структурными разностями являются известняки:  известковые раковинные песчаники, полидетритово - фораминиферовые, кристаллические, комковатые. Из приведенного спектра основными нефтесодержащими являются первые две структурные разности, обладающие достаточным поровым объемом (от 1 до 23,6%) и проницаемостью, с колебанием от 0 до 1,369 мкм². Две остальные встречаются в виде маломощных прослоев, при этом с низкими коллекторскими свойствами кристаллические известняки и высокоемкие высокопроницаемые комковатые известняки. В целом же в строении коллекторов верейского горизонта преобладает первый вид из структурных форм. Для этой структурной формы характерно равномерное распределение многочисленных пор. Структура порового пространства межформенная, нередко внутриформенная. Поры неправильных очертаний, размером 0,1-0,4 мм, соединяются тонкими микроканалами, которые часто заполнены нефтью. Также как и в предыдущем случае, коллекторы характеризуются площадным распространением, но залежи имеют меньшие размеры в сравнении с турнейскими и башкирскими, и относятся к пластово-сводовому типу. Выделенные пласты коллекторы выдержаны по площади о чем свидетельствует коэффициент расчлененности равный 2,0. Доля коллекторов в разрезе (песчанистость) составляет 0,58. Общая средняя толщина в зоне гипсометрического залегания продуктивных коллекторов равна 5,2 м, при этом средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов составляет 2,6м, при изменении дискретных значений от 1,0  до 5,4 м.

       Лабораторные  исследования керна и результаты интерпретации геофизических исследований дали широкий диапазон значений пористости от 11,0 до 18,0% и особенно проницаемости от 0,003  до 1,369 мкм²

       В конечном итоге, весь фактический материал результатов бурения скважин, интерпретации  геофизических исследований, испытания  пластов, структурные и другие построения, переинтерпретация и дополнительные сейсмические работы и все вышеизложенное, явились исходным материалом для создания геологической модели объектов разработки с целью обоснования рациональной системы разработки запасов  рассмотренного этажа нефтеносности. На данном этапе геологической моделью явились карты толщин. 

3. Характеристика физических  свойств добываемой  продукции. 

       В целом пластовые нефти месторождения  можно  дифференцировать по двум уровням: первый уровень - нефти продуктивных отложений нижнего и среднего карбона с диапазоном изменения вязкостей от 35,5 до 49,0 мПа×с, второй уровень - нефти отложений пашийского и кыновского горизонтов, вязкость нефти которых равна 6,1   и 8,0 мПа×с, соответственно. Содержание серы в нефтях первого  уровня   колеблется  в  интервале  3,4-3,9%,  второго -  1,9%. Содержание парафина от 3 до 3,2% в нефтях карбонатных отложений и от 3,7 до 3,9% в нефтях девонских горизонтов. Плотность нефти верхних горизонтов колеблется в интервале 881,8-895,2 кг/м³, по нижним пластам от 816,0 до 827,6 кг/м³ .

     Исходя  из результатов, полученных при изучении свойств и состава проб в пластовых и поверхностных условиях, нефти, содержащиеся в коллекторах нижнего и среднего карбона, высоковязкие, тяжелые, высокосернистые. В отложениях кыновского и пашийского горизонтов нефти характеризуются как мало- и средневязкие, легкие, сернистые.

     Проведен  анализ влияния давления насыщения  на физические свойства нефтей. Полученные зависимости представлены дифференцировано по каждому горизонту, при этом характерна общая тенденция увеличения вязкости, газового фактора и уменьшения объемного коэффициента с понижением давления насыщения .

     В  разрезе пашийского и кыновского горизонтов приток воды дебитом от 4   до 56 м³/сут был получен при опробовании песчаников и алевролитов по 3 скважинам    при     установке    различных      динамических      уровней.    Залежи характеризуются упруго-водонапорным режимом. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по  В.А.Сулину) с общей минерализацией 278 г/л. Плотность воды изменяется от 1162 до 1192 кг/м³, средняя величина равна - 1182 кг/м³, вязкость воды составляет 1,84 мПа×с.

     Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,45 м³/т, упругость газа - 5-10 МПа, объемный коэффициент  - 1,0002.

     Воды  турнейских отложений приурочены к трещино-кавернозным известнякам и доломитам. Приток воды получен при опробовании в 8 скважинах дебитом от 0,7 до 18 м³/сут.По данным анализа плотность воды изменяется от 1145 до 1165 кг/м³, среднее значение  - 1151 кг/м³. По химическому составу воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину) с общей минерализацией 229 г/л. Вязкость воды - 1,62 мПа× с.

     Газовый состав подземных вод - азотный. Газонасыщенность колеблется в пределах 0,10-0,14 м³/т, упругость газа - 3-5 МПа, объемный коэффициент - 0,9980.

     В бобриковско-тульских отложениях водонасыщены песчаники и алевролиты.  Вода  этих   горизонтов  имеет  одинаковую плотность, равную 1162-1169 кг/м³ и минеральный состав.  Минерализация варьирует в пределах 233-251 г/л. По химическому составу подземные воды относятся к хлор-кальциевому типу. Вязкость воды -  1,70-1,75 мПа× с. Температура пластовых вод составляет 23-25⁰С.

     Состав  газа азотный. Газонасыщенность колеблется от 0,090 до 0,20 м³/т. Упругость газа  - 2,0-4,5 МПа, объемный коэффициент  - 0,9977.

     В отложениях башкирского и верейского горизонтов водопроявления  были отмечены в 12 скважинах. Дебит скважин колеблется от 1,7 до 4,9 м³/сут. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составляет 216 г/л, плотность - 1134 кг/м³, вязкость - 1,53 мПа× с.

     Газовый состав подземных вод - азотный, газонасыщенность изменяется в пределах 0,09-0,15 м³/т. Упругость газа - 1,0-2,5 МПа. Объемный коэффициент - 0,9962. 

4.  Запасы нефти 

       В 1991 г. был завершен пересчет запасов нефти Онбийского месторождения. На дату пересчета было пробурено 152 скважины, из них 66 глубоких поисково-разведочных и 86 добывающих. Подсчет запасов осуществлялся по 73 залежам нефти: верейский горизонт - 13, башкирский ярус - 11, тульский горизонт - 12, бобриковский горизонт - 9, турнейский ярус - 13, кыновский горизонт - 9, пашийский горизонт - 6.

       По  результатам пересчета на балансе  организации ЗАО “Татех”, разрабатывающей  месторождение, имеется 45932 тыс.т балансовых и 9939 тыс.т извлекаемых запасов нефти.