Логовское нефтяное месторождение расположено в северной части Березниковского выступа, осложняющего центральную часть Соликамской депрессии.
Месторождение является многопластовым. Объектом изучения являются совместноразрабатываемые продуктивные пласты бобриковских и турнейфаменских отложений. Эти продуктивные пласты, сложенные соответственно разнозернистыми песчаниками и известняками, являются различными, с геологической точки зрения, телами, формировавшимися при разных геологических условиях осадконакопления в условиях прибрежно-континентальных и мелководно-морских фаций соответственно.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются в пределах 0-8,4 м для Бб и 0‒17,8 м для Т-Фм пластов. Залежи пластов совпадают в плане и распространены в пределах северного и южного куполов Логовского месторождения.
При определении сценариев разработки месторождения рассматривалось 2 варианта:
- самостоятельная раздельная эксплуатация терригенного и карбонатного объектов;
- совместная эксплуатация пластов Бб и Т-Фм.
При этом целесообразность совместной разработки обусловлена геологическими и экономическими причинами.
В пользу возможной совместной эксплуатации говорят:
- близкие глубины залегания;
- незначительные мощности малиновских отложений, разделяющих продуктивные пласты (максимальная их мощность 15,7 м);
- коллекторские свойства пластов Бб и Т-Фм, характеризующиеся сопоставимыми величинами (коэффициенты пористости 14% и 8% и проницаемости 0,097 мкм2 и 0,017 мкм2 соответственно);
- близкими свойствами насыщающих флюидов.
На текущий момент на Логовском месторождении принят вариант разработки, при котором действующий фонд составляет 23 скважины, 16 добывающих, 9 из них работает совместно на пласты Бб+Т-Фм, 4 скважины ведут добычу из Бб пласта и 3 - из Т-Фм.
Нагнетательный фонд составляет 7 скважин, при этом, 1 скважина совместного нагнетания в пласты Бб+Т-Фм, 2 скважины закачивают воду в пласт Бб и 4 - в пласт Т-Фм (Рис. 1).
Рис. 1. Схема расположения скважин по объектам Бб и Т-Фм
С начала эксплуатации Бб объекта добыто 938,2 тыс т нефти (39,3% от НИЗ), жидкости 1042,3 тыс т. Текущий КИН составляет 0,191 д.ед. В пласт закачано 582,8 тыс м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 41,3%.
По объекту Т-Фм с начала эксплуатации добыто 705,95 тыс т нефти (42,5 % от НИЗ), жидкости 874,6 тыс т. Текущий КИН составляет 0,182 д.ед.
В продуктивную толщу закачано 912,8 тыс м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 79,64 % [1]. Приведенные выше фактические характеристики работы пластов практически отвечают проектным. Но при анализе карт текущей эксплуатации по Бб и Т-Фм объектам, можно выделить зоны с разной динамикой работы скважин. Так, в совместно работающих скважинах, дебиты нефти изменяются в широких пределах от 0,01 до 31 т/сут. Причем 3 скважины (№№216, 229, 233) из 9 являются высокодебитными и максимальный вклад в их суммарный дебит вносит пласт Т-Фм. В пределах северного купола, в районе скважины №209, закачивающей воду на оба объекта, следует отметить максимальную обводненность скважин №218 и №340, как по пласту Бб, так и по Т-Фм. Однако, влияние закачки испытывает в основном пласт Т-Фм, что характеризует дебиты в этих скважинах 0,08 и 3 т\сут, по сравнению с Бб - 0,01 и 1,3 т\сут.
На пласт Бб работают 4 добывающие и 2 нагнетательные скважины (№№235, 211). В районе влияния скважины №211, расположенной на северном куполе, находятся 3 из 4 добывающих скважин. Они работают с максимальными дебитами нефти и имеют низкую обводненность, следовательно, данную зону характеризует хорошая гидродинамическая сообщаемость в пласте.
Скважина №235 на южном куполе имеет незначительное воздействие на единственную добывающую скважину № 224, с дебитом 0,3 т/сут. На пласт Т-Фм работают 3 добывающие и 4 нагнетательные скважины (№№132, 212, 228, 234).
Нагнетательные скважины северного купола №132 и № 212, имеют более низкую приёмистость и меньшие объемы закачки, по сравнению со скважинами №234 и №228 на южном куполе.
Влияние на добывающие скважины №213 и №215, 145 расположенные в районе нагнетательных скважин № 132 и №212 на северном куполе - различное. Дебиты этих скважин 0,2 и 13 т/сут соответственно.
Высокий дебит скважины №231, на южном куполе, при значительном обводнении говорит о большом влиянии на процесс вытеснения нагнетательных скважин №228 и №234. Таким образом, выполнив анализ расположения очагов нагнетания, степени воздействия закачки и распределения дебитов в совместно и раздельно работающих добывающих скважинах, было выявлено различие в гидродинамической сообщаемости между скважинами в каждом объекте и между объектами в целом. Для прослеживания сообщаемости между скважинами были проведены специальные промысловые исследования и выполнен их анализ.
Исследования трассирующими индикаторами в нагнетательных скважинах №209 (совместная на пласты Бб и ТФм) и №132 (на пласт Т-Фм) показывают, что большая часть закачиваемой скважинами воды фильтруется по пласту Т-Фм по направлению к скважинам №№218, 223, 340, добывающим нефть из пласта Т-Фм, и не оказывает значительного влияния на процесс вытеснения нефти из пласта Бб. Исследования в нагнетательных скважинах №211 (пласт Бб), №234 (пласт Т-Фм) установили, что поступление закачиваемой воды происходит, главным образом, по пласту Т-Фм к скважине №218, работающей на оба пласта. Таким образом, можно говорить, что скважина №234 оказывает влияние на извлечение нефти из обоих пластов.
Результаты потокометрических исследований совместных добывающих скважин №№213, 229, 232 и 141, где добыча ведется только из пласта Бб, показали, что в данных скважинах работает подошвенная часть пласта Бб и кровельная часть коллектора пласта Т-Фм. По результатам потокометрических исследований нагнетательной скважины №235, работающей на Бб пласт установлено, что закачиваемая вода поступает в пласт Т-Фм, вследствие негерметичности цементного моста, поэтому её влияние на пласт Бб минимально [2].
Рис. 2. Карта текущей эксплуатации по состоянию на 01.01.2012 г. Объект Т-Фм
Рис. 3. Карта текущей эксплуатации по состоянию на 01.01.2012 г. Объект Бб
Проанализировав исследования, проведенные в скважинах и текущее состояние разработки пластов Т-Фм и Бб, можно сделать вывод о наличии гидродинамической связи пластов Бб и Т-Фм, и о возможном образовании гидродинамических окон между объектами. Для оценки охвата залежи процессом вытеснения были рассчитаны коэффициенты охвата, которые составили для пластов Бб и Т-Фм 15% и 20% соответственно.
Полученные значения коэффициентов охвата показывают неравномерность выработки запасов нефти по площади залежи. Максимально охвачены вытеснением юго-восточная часть северного поднятия и западная часть южного поднятия. Не охвачены разработкой северная и краевые части залежей на обоих куполах (Рис. 2, Рис. 3). Выработка текущих остаточных запасов существующим фондом скважин маловероятна, поэтому рекомендуется зарезка боковых стволов в 11-ти скважинах: в пласте Бб - №№216, 140, 221, 242, 236, в пласте Т-Фм - №№213, 210, 47, 231, 233, 232. Также очевидно, что существующая система ППД для обоих эксплуатационных объектов не достаточно эффективна.
Для улучшения работы добывающих скважин пласта Бб рекомендуется введение дополнительных очагов нагнетания на южном поднятии (скважины №№228, 143). Также для увеличения эффекта закачки в пласт Бб необходима герметизация проницаемых интервалов Т-Фм пласта в скважине №235, так как цементный мост негерметичен и вода уходит по пласту Т-Фм. Увеличение объемов закачки в скважины № 211 (пласт Бб) приведет к повышению дебитов в скважинах №№141, 223. Аналогично увеличение объемов закачки в скважину №234, оказывающей влияние на оба пласта, приведет к повышению дебитов в скважинах №231 (пласт Т-Фм) и №233 (Бб, Т-Фм).
Список литературы
1. Проект разработки Логовского месторождения, 2001 г.
2. Отчет по мониторингу разработки месторождений ЦДНГ-12 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 2012 г.
Автор: И.В. Санников, И.А. Козлова ПНИПУ,
