11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах

Специфічність підходу до розробки нафтових покладів у карбонатних колекторах починається з труднощів ще в період розвідки і промислової оцінки запасів вуглеводнів. Це пов'язано з тим, що промис­лові геофізичні дослідження в свердловинах не дають цілком надійних ре­зультатів при оцінці нафтонасиченості карбонатних колекторів через їх ви­сокий опір. Під час розбурювання цих порід обов'язково слід використову­вати керновий матеріал для встановлення істинного значення промислової цінності відкритих покладів вуглеводнів. Утім, як відомо, керн не завжди можливо відібрати з перспективних інтервалів у достатньому об'ємі. Крім того, якщо свердловини знаходяться на значних відстанях одна від одної, це також негативно впливає на точність оцінки нафтонасиченості карбо­натних порід і, як наслідок, промислової цінності.

Безпосередньо в процесі розробки нафтових покладів у карбонатних породах виникають й інші труднощі, пов'язані з тим, що в карбонатних колекторах переважають поклади нафти масивного типу. Особливо це сто­сується карбонатних рифогенних утворень. На контакті нафти з водою, яка підстилає масивний нафтовий поклад, відбуваються різні хімічні та біоген­ні процеси. Дуже часто внаслідок цього в карбонатних колекторах утворю­ється шар, який запечатує нафтовий поклад у нижній його частині, тобто ізолює його від підошовної води. Такий непроникний шар формується в результаті заповнення пор, пустот і тріщин колектору вторинним кальци­том і в'язким бітумом.

Згідно з дослідженнями О.М. Снарського, випадання вторинного каль­циту в карбонатний колектор на межі нафта—вода відбувається внаслідок життєдіяльності анаеробних бактерій. Механізм утворення нових покладів у карбонатних породах дуже складний.

В процесі формування нафтового покладу в карбонатних породах на першій стадії, коли нафтою заповнюється невелика за об'ємом частина по­роди, швидкість насичення пастки нафтою є великою, як і швидкість витіс­нення води з породи. Із зменшенням швидкості насичення пастки, коли пастка вже майже заповнена нафтою, бактерії встигають відкладати в зоні відступлення водонафтового контакту кальцій, і швидкість формування не­проникних шарів зростає, що приводить до утворення зони пониженої по­ристості і проникності в нижній частині покладу. Зрештою відбувається запечатування нафтового покладу.

Рис. 11.15. Схема видобутку нафти з карбо­натного колектору, де формується непроник­ний шар:

/ — підошовна вода; 2 — карбонатний ко­лектор з нафтою; 3 — глиниста покришка; 4— непроникний шар; свердловини: 5 — видобувні; 6 — спеціального призначення

Прикладом родовища із запе­чатаним покладом є Ішимбайське родовище нафти в Передуральсько-му прогині. Подібне трапляється і в інших нафтогазоносних областях, особливо, де є розвиток рифоген-

них утворень. У зв'язку з тим, що феномен закоркування нафтових покла­дів у карбонатних колекторах рифогенних побудов уперше вивчений в Ішимбайському районі Передуралля, такі нафтові скупчення в літературі одержали назву покладів ішимбайського типу.

Товщина шару, що запечатує нафтовий поклад у карбонатних колек­торах, може сягати десятків метрів, а в районі Ішимбайського родовища за­фіксовані непроникні шари товщиною 200 м і більше. В порах пустот і тріщин разом з випаданням кальциту сформувалися бітумні пробки густої нафти і її похідних, які щільно закупорили усі прохідні шляхи для підошов­ної води.

У нафтових покладах, зосереджених у карбонатних породах, пластовий тиск швидко знижується, дебіти свердловин також швидко зменшуються.

Для того щоб поновити видобуток нафти з покладів, які виявилися за­печатаними в карбонатних колекторах, застосовують буріння свердловин спеціального призначення. Свердловини мають пройти через весь нафто­вий поклад і розкрити непроникний шар (рис. 11.15). Іноді потрібно бури­ти 3—4 свердловини і більше, залежно від площі нафтоносності родовища. Через пробурені свердловини підошовна вода, яка знаходиться під тиском (напірні води), проривається в нижню частину нафтового покладу. В наф­товому покладі поновлюється пластовий тиск, а також дебіт свердловин. У деяких випадках дебіти свердловин сягають початкових величин.