Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой (стр. 2 )

Анализ кернового материала крупных месторождений ХМАО-Югры (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Быстринское, Солкинское) в период начальной стадии их разработки показал, что во многих исследованных разрезах скважин имеются развитые системы макро - и микротрещин.

Керновые материалы прямо подтверждают наличие трещиноватости в коллекторах, однако они характеризуют незначительный объем продуктивного пласта. Поэтому в дополнение к изучению керна автор обратился к результатам сейсморазведочных работ, которые имеют более широкий охват исследованиями.

Интерпретация результатов сейсморазведочных работ более чем по 30-ти месторождениям Западной Сибири позволило и выявить наличие локальных тектонических деформаций, образующих блоковое строение пласта, размеры блоков при этом оцениваются порядка 1,2-2 км.

Нарушения образуют вокруг себя зоны дробления породы, ширина которых достигает 100 метров. По опыту разработки ряда месторождений Западной Сибири участки разрывов являются зонами с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

С целью оценки влияния трещиноватости пород коллекторов на процесс выработки запасов проведено обобщение результатов индикаторных исследований.

Многочисленные трассерные исследования, проводимые и коллективом на большом количестве продуктивных пластов нефтяных месторождений ХМАО-Югры, выявили наличие обширных гидродинамически связанных каналов с аномально низким фильтрационным сопротивлением, приводящих к непроизводительной закачке воды и снижению коэффициента охвата пласта разработкой. Природа образования высокопроницаемых каналов связывается авторами этих исследований как с естественной, так и с техногенной трещиноватостью.

Техногенная трещиноватость формируется в процессе разработки нефтяных месторождений, когда на горные породы, из которых сложены продуктивные пласты, оказываются многократные воздействия, в том числе при бурении скважин, проведении гидроразрывов пласта, заводнении, изменении пластового давления при отборе пластовых флюидов и т. д.

Одним из основных факторов, оказывающих влияние на формирование техногенной трещиноватости в поровом коллекторе, является нагнетание воды под давлением, превышающим давление разрыва пласта. При этом вокруг нагнетательных скважин формируются каналы, по которым преимущественно движется вода в сторону добывающих скважин, в то время как между ними остаются «целики» слабодренируемой нефти. Вышеперечисленные положения легли в основу струйной теории вытеснения нефти водой , чьи труды стали базовыми для настоящей работы.

Установлено, что образование техногенной трещиноватости происходит при воздействии, превышающем величину напряженности горных пород в продуктивном пласте, которая оценивается разными исследователями в диапазоне от 0,4 до 0,8 д. ед. от величины горного давления.

Для более полного понимания процессов образования и условий формирования трещин проведены аналогии с трещинообразованием в металлах. В соответствии с механизмом образования и роста трещины рассмотрены факторы, влияющие на эффективность выработки запасов, а также снижающие негативное влияние трещинообразования.

Несмотря на многочисленные работы, посвященные наличию трещиноватости в осадочном чехле Западно-Сибирского региона, проектирование разработки нефтяных месторождений велось и ведется на основании представления о поровом типе коллектора, и реализуемые технологические решения не в полной мере соответствуют геологическим (структурно-механическим) особенностям строения продуктивных пластов, что сказывается на полноте выработки запасов нефти.

Во втором разделе на примере Песчаного нефтяного месторождения рассматриваются проблемы разработки пластов тюменской свиты, имеющих сложное геологическое строение, обусловленное резкой изменчивостью и неоднородностью по площади и разрезу. Опыт разработки таких месторождений невелик, однако с некоторой долей уверенности можно говорить о том, что в условиях высокой фильтрационной неоднородности коллекторов использование систем воздействия с жестко-водонапорным режимом разработки при компенсации отборов жидкости закачиваемой водой свыше 100 % будет неэффективно.

Продуктивные отложения Песчаного месторождения представлены, в основном, образованиями переходных субфаций - от континентальных к мелководно-морским, что предопределяет высокую геологическую и гидродинамическую неоднородность.

Еще на стадии опытно-промышленной эксплуатации Песчаного месторождения были отмечены такие явления, как нестабильная работа добывающего фонда, быстрая реакция (2-3 месяца) добывающих скважин на закачиваемую воду и длительное неравномерное распределение пластового давления. В связи с этим на месторождении был проведен ряд исследовательских работ по выявлению геолого-гидродинамических особенностей продуктивных пластов.

Данными интерпретации 3D-сейсморазведки, трассерными и гидродинамическими исследованиями, проведенными на Песчаном месторождении в период 2003-2005 годов, было доказано наличие в продуктивных пластах ЮК2-3 и ЮК4 системы высокопроводящих каналов.

К сожалению, эти методы являются косвенными и не позволяют однозначно судить о природе их происхождения.

В 2004-2005 годах, когда поддерживались высокие уровни компенсации отборов жидкости закачкой воды (144 % в 2004, 170 % в 2005 году), влияние двойной среды на характер выработки запасов прослеживалось достаточно явно и отражалось на быстром росте обводненности продукции (8-10 % в год).

На основании оценки материального баланса было установлено, что на Песчаном месторождении при реализации запроектированной обращенной семиточечной системы воздействия в условиях пластов, осложненных дизъюнктивными нарушениями, около 40 % закачиваемой воды расходуется непроизводительно. Сопоставление этого значения с величиной, полученной при проведении трассерных исследований в 2003 году (7,5-15 %), свидетельствует о росте объемов непроизводительной закачиваемой воды с 2003 по 2005 годы на 20-25 %.

Таким образом, чрезмерная компенсация отборов жидкости, осуществляющаяся на месторождении с 2003 г., не только не способствует эффективной выработке запасов, но и приводит к формированию сквозных каналов бесполезной циркуляции закачиваемой воды.

При освещении этих проблем на заседании территориального отделения Центральной Комиссии по разработке ХМАО было отмечено, что методические основы разработки подобных залежей нефти в терригенных коллекторах, характеризующихся наличием двойных сред с резкой зональной и вертикальной неоднородностью, отсутствуют, а технологические решения по извлечению углеводородов требуют научного обоснования. К подобным объектам можно отнести продуктивные пласты месторождений Шаимского района - Лазаревское, Ловинское, Филипповское, Шушминское, а также Ершовое, Хохряковское, Омбинское, Западно-Асомкинское и ряд других месторождений Среднего Приобья, в том числе ожидающих освоения.

Поиск и обоснование принципиальных технологических решений, позволяющих повысить эффективность выработки запасов из пластов с двойной средой, является важной задачей отраслевого масштаба. При этом анализ опыта разработки подобных объектов будет основным аргументом.

В третьем разделе на примере пласта ЮС2 Омбинского месторождения анализируется эффективность технологических решений при выработке запасов нефти из коллекторов с двойной средой.

Керновыми исследованиями в разрезе продуктивного пласта выделено два типа коллекторов: поровый и порово-трещинный, при этом трещиноватость имеет тектоническое и, возможно, литогенетическое происхождение.

По результатам интерпретации гидродинамических исследований разведочных скважин Омбинского месторождения выявлено наличие в пласте ЮС2 высокопроводящих каналов, что в сочетании с исследованиями кернового материала позволяет идентифицировать их как трещины. Причем на этапе пробной эксплуатации трещинная пористость чрезвычайно мала по сравнению с пористостью матрицы.

Установлено, что формирование системы воздействия в условиях пласта с двойной средой в совокупности с проведением ГРП в значительной степени повлияло на обводненность продукции. На многих скважинах месторождения, находящихся в зоне активной разработки, наблюдается одна и та же тенденция обводнения, когда время реакции добывающей скважины на закачиваемую воду в соседние нагнетательные скважины сокращается - с 1,5-2 лет в начале формирования системы воздействия до 2-3 месяцев при активной закачке. Рост обводненности можно объяснить хорошей гидродинамической связью, обусловленной наличием в пласте как естественной, так и искусственно созданной трещиноватости. Снижение времени реакции на закачиваемую воду может свидетельствовать о развитии трещинной системы в пласте, а именно, об укрупнении блоков матрицы, когда нагнетаемая вода циркулирует, в основном, по крупным сквозным трещинам между нагнетательной и добывающими скважинами, тогда как в блоках могут оставаться не освоенные – не связанные трещины.

Причиной образования искусственной трещиноватости может быть самопроизвольный гидроразрыв пласта при нагнетании воды в пласт с давлением выше предела разрыва.

Особый интерес представляют кривые падения давления нагнетательных скважин Омбинского месторождения, по которым можно проследить процесс трещинообразования за счет повышенного давления нагнетания воды в пласт.

Перед снятием кривой падения давления в скважины производилась нагнетание воды с давлением на устье 180 атм. Интерпретация КПД с использованием метода Полларда четко выявляет работу двух сред. На начальном этапе прекращения нагнетания происходит распределение давления в трещинах, проницаемость которых оценивается 1,7 - 2,3 мкм2, затем подключаются менее проницаемые разности.

Сопоставляя эти значения с результатами, полученными в процессе испытания разведочных скважин, отмечен рост трещинной проницаемости.

Значения абсолютной проницаемости, определенные на керне и по ГИС для этих скважин, составили 2-4*10-3 мкм2. Согласно результатам лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой, относительная проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности не превышает 0,2 д. ед. и фазовая проницаемость по воде в промытой зоне составит 0,8 *10-3 мкм2. Из этого следует, что поровые блоки в районе нагнетательной скважины будут блокированы внедрившимся со стороны трещинной системы объемом воды.