1, 2, 1, 1, 1, 1
1 Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти
2 Государственное предприятие «БелНИГРИ»
НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ
В ЗАСОЛЁННЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОДАХ-КОЛЛЕКТОРАХ
(на примере Геологического месторождения Беларуси)
В структуре запасов нефти на разрабатываемых месторождениях Припятского прогиба неуклонно растёт доля трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах. По состоянию на 2012 г. из остаточных извлекаемых запасов нефти, числящихся на балансе РУП «ПО «Белоруснефть», более 64 % относятся к трудноизвлекаемым, причём 44 % из них сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми коллекторами и вязкими нефтями. Низкая проницаемость пород-коллекторов обусловлена литолого-фациальными условиями осадконакопления, тектонической активностью бассейна седиментации, а также вторичными процессами катагенетической минерализации. Оценка масштабов проявления катагенетической галитизации в межсолевых и подсолевых отложениях Припятского прогиба дана в работах [1].
Широкое развитие катагенетического галита в породах-коллекторах Припятского прогиба подтверждается результатами гидрохимического мониторинга разработки нефтяных месторождений [2]. Установлено, что химический состав попутных вод ряда месторождений Припятского прогиба (Осташковичское и др.) зависит не только от смешения закачиваемых вод с пластовыми рассолами, но и от растворения галита пресными водами. Балансовые расчёты, выполненные , показали, что за время разработки межсолевой залежи Осташковичского месторождения нефти с фильтрационным потоком было вынесено 1,23 млн м3 галита. В результате этого сформировалась новая система фильтрационных каналов, оказавшая существенное влияние на направление и скорости передвижения фильтрационных потоков.
Наиболее интенсивное проявление вторичного галитообразования имело место на территории Северной зоны прибортовых уступов (СЗПУ) Припятского прогиба. Галит, наряду с вторичными кальцитом и ангидритом, обусловили значительное снижение первичной пористости и проницаемости горных пород [1]. На площади СЗПУ открыты и разрабатываются Судовицкое, Березинское, Геологическое и др. месторождения нефти.
В настоящее время имеется ряд проблем, связанных с разведкой и разработкой Геологического месторождения нефти, открытого в 2008 г. разведочно-поисковой скв. 9001r. Центральный блок этого месторождения по поверхности межсолевых отложений представляет собой узкую вытянутую синклиналь, ориентированную длинной осью вдоль простирания Северного краевого разлома Припятского прогиба (рисунок 1).
|
|
1 Ї стратоизогипсы, м; 2 Ї тектонические нарушения; 3 Ї линия геологического разреза; 4 Ї номер скважины и абсолютная отметка вскрытия кровли петриковского горизонта, м; скважины: 5 Ї добывающая, 6 Ї поисковая, ликвидированная по техническим причинам; 7 Ї простаивающая. Условные обозначения на разрезе: 8 Ї стратиграфический горизонт; 9 Ї тектоническое нарушение; 10 Ї слои-коллекторы
Рисунок 1 Ї Фрагмент структурной карты поверхности петриковского горизонта
Геологического месторождения нефти (слева) и геологический разрез по линии АЇБ (справа)
Промышленная нефтеносность Центрального блока Геологического месторождения связана с отложениями петриковского горизонта, залегающими на глубинах 4 335Ї4 461 м. Породы-коллекторы представлены органогенно-водорослевыми известняками в различной степени глинистыми, неравномерно доломитизированными. Повсеместно прослеживаются субвертикальные и субгоризонтальные тектонические трещины, частично либо полностью залеченные доломитом, галитом и гипсом. Породы-коллекторы относятся к порово-каверново-трещинному типу и распространены равномерно по всему разрезу. На основе анализа кернового материала (2009 г.) пришёл к выводу о наличии обширных разно ориентированных систем трещиноватости различных генераций с раскрытостью трещин от долей миллиметра до 5Ї7 мм.
Опытная разработка Геологического месторождения начата в январе 2009 г. скв. 9001r, вступившей в работу фонтанным способом со среднесуточным дебитом 47 т/сут. В настоящее время она эксплуатируется в периодическом режиме со средним дебитом нефти 7Ї10 т/сут. По состоянию на 1.01.2013 г. из скв. 9001r отобрано 19,1 тыс. т безводной нефти.
С целью разведки межсолевой залежи Центрального блока Геологического месторождения в период с 2009 по 2013 г. были пробурены разведочные скв. 1, 5, 6r2 и 8. В процессе освоения дебит каждой из скважин был менее 4 т/сут. Перед их вводом в эксплуатацию проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ): солянокислотные обработки (СКО), солянокислотные разрывы, солянокислотные ванны, а также гидроразрывы пластов (ГРП) с проппантом, но увеличения притока добиться не удалось. Например, скв. 8 после проведения ГРП в декабре 2011 г. вводится в эксплуатацию с начальным дебитом жидкости 4 т/сут. В январе 2012 г. в ней выполнена СКО, но уже в апреле 2012 г. дебит жидкости снизился до 0,7 т/сут. Через месяц скв. 8 переведена в контрольный фонд, при этом накопленная добыча жидкости составила только 124 т.
Таким образом, применение различных видов ГТМ не привело к росту продуктивности скважин. С одной стороны, результаты буровых работ, геофизических исследований скважин и промысловые данные свидетельствуют о хороших предпосылках получения промышленных притоков нефти в построенных поисково-разведочных скважинах, с другой стороны, освоение четырёх скважин из пяти, оборудованных на петриковский горизонт Геологического месторождения, было практически безрезультатным. Приведённые выше сведения дают основание полагать, что одним из важнейших факторов, обусловивших низкую продуктивность разведочных скв. 1, 5, 6r2 и 8, является катагенетическая минерализация пород-коллекторов. Неравномерное засоление последних галитом и другими минералами привело к росту их неоднородности и снижению ёмкостных и фильтрационных свойств.
На наш взгляд, установленное и [2] явление растворения катагенетического галита в засоленном пласте закачиваемой в него водой, не насыщенной по галиту, может быть использовано для разведки и усовершенствования системы разработки залежей нефти в засоленных низкопроницаемых пластах. Закачка пресной воды в продуктивный засоленный пласт через скважину будет сопровождаться растворением галита и выносом продуктов его растворения на поверхность при последующей откачке. Результатом этого процесса станет увеличение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины. Повторная закачка воды приведет не только к дальнейшему росту проницаемости коллектора, но и к увеличению размеров зоны повышенной проницаемости.
Предлагаемую нами технологию воздействия на низкопроницаемые засолённые породы-коллекторы Геологического месторождения целесообразно применить для проведения дальнейших разведочных работ с использованием скв. 8: для уточнения типа флюидов, насыщающих призабойную зону; проверки связи с водоносной областью, оценки масштабов засоления пласта. Циклическая закачка пресной воды в залежь и отбор жидкости из скв. 8 приведет к росту проницаемости пород-коллекторов в призабойной зоне. Неоднородность пласта, наличие в нём развитой системы трещин обусловит неравномерное продвижение фронта воды вдоль каналов повышенной проницаемости (например, вдоль разлома, ограничивающего залежь с севера).
Нами выполнено моделирование различных вариантов работы добывающей скв. 8 на геолого-гидро- динамической модели Геологического месторождения, созданной на базе программного комплекса «Eclipse 100» компании «Schlumberger». При проницаемости пород-коллекторов менее 10,0 мД, наряду с отсутствием системы подержания пластового давления (ППД) и гидродинамической связи залежи с водоносной областью, сработка упругих запасов нефти в зоне влияния скв. 8 происходит в течение одного-двух месяцев. При повышении проницаемости пласта в призабойной зоне скважины до 60 мД и вдоль тектонического нарушения до 30 мД и создании депрессии на пласт 20,0 МПа дебит скв. 8 возрастает до 7,0Ї8,0 т/сут и снижается до 1,0 т/сут только через 4 года при непрерывной эксплуатации. Накопленная добыча за этот период составит 3 200 т нефти. Если подтвердятся наши предположения о близости ВНК, то скв. 8 может с успехом использоваться в системе ППД. Её периферийное положение и удалённость от добывающей скв. 9001r обеспечат высокую эффективность извлечения нефти из пород-коллекторов.
При организации разработки Геологического месторождения и ведении мониторинга необходимо помнить, что количественные параметры системы трещиноватости нам неизвестны. Неизвестно также, каким образом будет изменяться проницаемость пород-коллекторов в ходе закачки пресной воды в залежь. Для более полного понимания физической сущности этого важного процесса нами выполнено специальное моделирование на тестовой модели (использован ПК «Eclipse 100»). Исследуются особенности формирования структуры фильтрационного потока при разработке нефтяного пласта одной добывающей и одной нагнетательной скважиной при наличии по периметру пласта U-образного (вариант 1) или кольцеобразного (вариант 2) высокопроницаемого канала (ВПК). ВПК в модели имитируют продольные и поперечные разломы (систему трещиноватости коллектора). Начальная проницаемость ВПК 100 мД, его ширина Ї 60 м. В ходе расчётов режим работы нагнетательной и добывающей скважин ограничивался среднесуточными показателями отбора жидкости и нагнетания воды при условии полной компенсации. Модельный пласт, имеющий размеры 2 020 Ч 2 020 м в плане, представлен одним слоем мощностью 3 м. Он аппроксимирован сеточной областью с размерностью 101 Ч 101 Ч 1 элементарных ячеек. В тестовой модели принимаются осредненные параметры Геологического месторождения нефти. Проницаемость матрицы пласта принята равной 3,0 мД.
Рост проницаемости пласта в процессе растворения галита водой, закачиваемой в пласт, на тестовой модели имитировался увеличением коэффициента проницаемости матрицы пласта и ВПК на каждом расчётном этапе в соответствии с фронтом продвижения воды к добывающей скважине. В ячейках модели, обводнённость которых достигала 70 % и более, проницаемость увеличивалась в 2 раза. Всего выполнено девять итераций с шагом по времени один год, три года, и все последующие итерации по пять лет. За это время в результате размыва галита проницаемость ВПК изменилась от 100 до 2 200 мД, матрицы пласта Ї от 3 до 66 мД (рисунок 2).
|
|
1 Ї обводнённость без размыва галита; обводнённость: 2 Ї на 2-м этапе; 3Ї8 Ї на 3Ї8 этапах; 9 Ї обводнённость за весь период разработки
Рисунок 2 Ї Модельный нефтенасыщенный пласт при U-образном ВПК (слева),
динамика обводнения продукции добывающей скважины (справа)
Результаты численных экспериментов в обоих вариантах показывают, что поэтапное растворение галита формирует дифференцированное поле повышенной проницаемости нефтенасыщенного пласта и приводит к ускорению роста обводнённости продукции добывающей скважины. На рисунке 2 (справа) графики 1Ї9 показывают изменение обводнённости добывающей скважины во времени: линия 1 (базовая) Ї при постоянной проницаемости ВПК и матрицы пласта (размыв галита отсутствует); линия 2 Ї исходная проницаемость пласта и ВПК в обводнённой части пласта увеличена в 2 раза (и в течение дальнейшего времени остается постоянной); линия 3 Ї проницаемость пласта и ВПК, заданная на предыдущем этапе, в обводнённой части пласта снова увеличивается в 2 раза (и далее не изменяется); линия 9 характеризует результирующее влияние роста проницаемости пласта на обводнённость продукции добывающей скважины. Скачкообразное изменение обводнённости в начале каждого расчётного этапа вызвано дискретным изменением проницаемости пласта при расчётах.
Комплексный анализ результатов тестовых расчётов показывает, что при разработке засолённого нефтяного пласта с применением системы заводнения структура фильтрационного потока непрерывно изменяется таким образом, что по мере выработки запасов нефти происходит ускорение темпов обводнения продукции добывающей скважины и снижение охвата пласта вытеснением.
Катагенез и подземные воды. Минск: Наука и техника, 1989. 335 с. , , и др. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: ГЕОС, 2007. 245 с.
