Трудноизвлекаемые запасы юрских залежей Западной Сибири и новые технологии повышения нефтеотдачи

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Актуальность. Проблемы разработки юрских залежей нефти и газа в Западной Сибири обусловлены не только более низкими дебитами скважин, резким быстро прогрессирующим обводнением продукции, большой глубиной залегания продуктивных пластов, но и высокой степенью неоднородности и резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) нефтеносных песчаников. От успешного решения этих проблем во многом будет зависеть эффективный менеджмент и грамотная организация систем разработки этих сложных природных резервуаров.

Сложность строения залежей во многом объясняется фациальной и литологической изменчивостью пород-коллекторов, а неоднородность продуктивных пластов связана с неравномерной карбонатизацией, сортировкой зерен и их упаковкой, типом цемента, разнонаправленностью ориентировки минеральных зерен, а также пустот между ними. Кроме того многими исследователями отмечается, что неравномерное развитие разномасштабных трещин в юрских песчаниках также является одним из ведущих факторов, изменяющих ФЕС коллекторов. Исследования в разных регионах показывают, что трещиноватость в различной степени характерна не только для карбонатных, но и для терригенных пород-коллекторов [3,4]. Именно трещиноватость определяет преимущественные направления фильтрации флюидов в этих коллекторах. Трещиноватость не просто изменяет первичные петрофизические характеристики плотного песчаника, она существенно (на несколько порядков) улучшает его проницаемость. Разрушая и деформируя породы, она превращает сплошную среду в дискретную и способствует вертикальной миграции углеводородных флюидов, а также их перераспределению между отдельными нефтегазоносными комплексами. Следует отметить, что речь идет не только о крупных разломах и тектонических нарушениях, но и о трещинах более мелких иерархических уровней, которые приводят к дезинтеграции пород на разномасштабные блоки, формируя в плотных коллекторах зоны разуплотнения и повышенной проницаемости. Если тектонические нарушения и зоны трещиноватости достаточно четко выделяются на временных сейсмических разрезах, то микротрещиноватость можно наблюдать и изучать в керне и шлифах. Как показывают петрофизические исследования, с повышением трещиноватости в юрских песчаниках не только наблюдается улучшение ФЕС коллектора, но и фиксируется увеличение карбонатизации, окремнения, углефикациии битуминизации пустотного пространства [1]. Эти процессы мало кто изучает в шлифах и в керне, однако именно они являются главной причиной высокой степени фильтрационной неоднородности юрских песчаников.

Основные месторождения нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции сосредоточены в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), где также больше всего открыто залежей нефти в юрских отложениях. Здесь в отложениях юры выделяются три нефтегазоносных комплекса (НГК) - верхнеюрский (васюганский), среднеюрский (тюменский) и нижнеюрский. Эти три НГК отличаются различной степенью геолого-геофизической изученности и особенностями геологического строения. Менее всего изучены отложения нижней юры, в них открыто и поставлено на баланс в пределах ХМАО чуть более 30 залежей нефти, а наиболее изучены отложения верхней юры, где на балансе находится более 550 залежей нефти с общими геологическими запасами более 6 млрд.тонн. Юрские и ачимовские залежи представляют собой существенный резерв для наращивания и поддержания уровней добычи нефти и газа на севере Западной Сибири, однако их освоение и ввод в разработку обходится значительно дороже, чем вышележащие сеноманские и валанжинские залежи. Так по данным ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ШЕЛЬФ» относительная себестоимость добычи газа из ачимовских и юрских залежей в несколько раз больше, чем из вышележащих отложений (Рис. 1).

Рис. 1. Сравнение относительной себестоимости добычи газа из разных залежей на севере Западной Сибири по данным ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ШЕЛЬФ»

Кроме того анализ результатов разработки ряда нефтяных залежей в юрских и ачимовских коллекторах показывает следующие особенности. Если на начальной стадии разработки может быть достаточно продолжительный безводный период эксплуатации скважин, то затем наступает резкое скачкообразное обводнение продукции и скважины продолжают работать с высоким уровнем обводненности. Все это свидетельствует о наличие в продуктивных пластах каналов низкого фильтрационного сопротивления или хорошо проводящих трещин [5]. К числу косвенных признаков наличия в продуктивных песчаниках проводящих трещин относятся:

· результаты индикаторных исследований, когда трассер появляется в добывающих скважинах в первые часы или сутки после закачки [2];

· сохранение высокой приемистости нагнетательных скважин при том, что в продуктивный пласт закачиваются десятки тонн механических примесей;

· существенное различие в коэффициентах эффективной сжимаемости по лабораторным данным.

Фациальное изучение и текстурный анализ продуктивных пород пластов ЮС1 и ЮС2 под микроскопом показали (рис.2), что макротекстурная неоднородность является главной в трещинообразовании. В зонах повышенной трещиноватости и дробления наблюдается особый характер выхода керна [1], поэтому выделение зон трещиноватости в продуктивных интервалах по результатам лабораторных исследований керна имеет огромное значение, особенно если исследуемые образцы сопровождаются явными следами флюидомиграции и тектоногенеза.

Гидродинамическое моделирование с использованием трещиновато-пористой среды реализует фактическую динамику обводнения скважин в юрских песчаниках, когда в качестве исходных данных используются результаты лабораторных исследований по функциям относительных фазовых проницаемостей и капиллярным кривым без их последующей модификации, а также разумные оценки объемов (1%) и проницаемости (1 мкм2) микротротрещин.

Рис. 2. Система разнонаправленных трещин песчанике васюганской свиты (слева) и открытые и заполненные кальцитом субвертикальные трещины в песчанике пласта ЮС1 (справа)

Результаты проведенных исследований являются научно-технической основой для обоснования и промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в юрских пластах Западной Сибири. При этом физико-химические МУН предлагается сочетать с гидродинамическими. Промысловые данные показывают, что далеко не исчерпан потенциал технологий регулирования режимов работы скважин и программируемой закачки воды в рамках традиционного заводнения для повышения эффективности эксплуатации трещиновато-поровых коллекторов, повсеместно распространенных в юрских продуктивных отложениях. Гидродинамическое моделирование разработки элемента юрской нефтяной залежи со средними геологическими параметрами показывает высокую степень зависимости прогнозируемой нефтеотдачи пласта от коэффициента компенсации отбора закачкой [6]. Так, при компенсации 120% расчетный коэффициент нефтеизвлечения составляет всего лишь 0.21, в то время как при снижении компенсации до 80%, прогнозируемое значение нефтеотдачи пласта возрастает в 1.5 раза.

О высокой степени трещиноватости юрских песчаников может свидетельствовать степенное распределение начальных дебитов нефти и накопленной добычи в скважинах. Известно, что такие степенные функции распределения дебитов и накопленной добычи нефти характерны для сложных порово-трещинных коллекторов. Они связаны с блоковым строением сложно построенных природных резервуаров и были обнаружены на многих исследованных месторождениях нефти в различных нефтегазоносных провинциях [5]. На рисунке 3 можно видеть график распределения скважин Крапивинского нефтяного месторождения в Западной Сибири по накопленной добычи нефти. Здесь по вертикальной оси показано частотное распределение скважин в процентах, а по горизонтальной оси величины суммарной накопленной добычи в условных единицах. Следует отметить достаточно высокий коэффициент детерминации R2=0,7641. С левой стороны на данном графике мы видим, что абсолютное большинство скважин (около 80%) имеют относительно низкую суммарную накопленную добычу нефти, а с правой стороны располагаются единичные скважины с высокой накопленной добычей нефти. Практика показывает, что это незначительное меньшинство добывающих скважин (15-20 %) способно давать более 50 % объемов добычи нефти в процессе разработки, что принято называть «тяжелым хвостом» в степенном распределении. Таким образом, распределение добывающих скважин по величине накопленной добычи в пределах Крапивинского месторождения свидетельствует о степенном поведении природных систем пород-коллекторов, которые дренируются данными скважинами, поэтому дебиты и накопленная добыча нефти распределяются в соответствии с известным в науке законом Парето:

pi = C? еi -ф

с положительными константами С, ф, где pi - изменяющаяся вероятность состояния i; еi - энергия i-го состояния системы.

литологический юрский месторождение

Рис. 3. Частотный график распределения скважин Крапивинского месторождения по величине накопленной добычи нефти

В процессе изучения особенностей разработки Крапивинского месторождения была также проведена оценка взаимовлияния добывающих скважин с помощью методов математической статистики. Эти методы достаточно часто используются в различных инженерных расчетах и помогают довольно оперативно и без существенных материальных затрат получить ответы на некоторые сложные вопросы. В частности, для диагностирования наличия гидродинамической связи между добывающими скважинами Крапивинского месторождения авторами данной работы был использован ранговый коэффициент корреляции Спирмена. В таблице 1 показаны результаты расчетов рангового коэффициента корреляции Спирмена для разных пар скважин. В расчетах для оценки взаимовлияния скважин использовались значения суточных дебитов скважин по нефти в течении определенного отрезка времени. Мы можем видеть в таблице высокие ранговые коэффициенты корреляции между многими парами скважин Крапивинского месторождения. Высокие значения коэффициента корреляции свидетельствуют об активной гидродинамической связи между данными парами добывающих скважин с очень высокой степенью вероятности.

Таблица 1

Применение статистических методов позволило не только выделить в пределах месторождения трещиноватые участки с активной гидродинамической связью между скважинами, но также зафиксировать основные направление трещин и потоков флюидов. Согласно проведенным расчетам, на Крапивинском месторождении доминируют две ортогональных системы трещин: северо-западная и северо-восточная, в более редких случаях, в некоторых скважинах отмечаются субширотная и субмеридианальная ориентировки трещин. Именно с этими направлениями связаны основные потоки фильтрации флюидов, что необходимо учитывать при выборе системы поддержания пластового давления и обосновании методов повышения нефтеотдачи пласта. Следует отметить, что полученные результаты хорошо согласуются с данными других исследователей, которые занимаются проблемами разработки юрских залежей в Западной Сибири.

Выводы. Полученные в результате проведенных исследований данные обнадеживают, что грамотное сочетание физико-химических МУН и ограниченной регулируемой закачки воды в юрские пласты позволит получить необходимый синергетический эффект и сделать разработку юрских залежей более рентабельной. В дальнейшем планируется в лабораторных условиях подобрать физико-химические составы для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также апробировать эти составы на образцах представительного керна из юрских песчаников Крапивинского нефтяного месторождения.

Литература

1. Дорогиницкая Л.М., Исаев Г.Д., Скачек К.Г., Шалдыбин М.В. К методике исследования анизотропии продуктивных пластов месторождений нефти и газа. Вестник недропользователя ХМАО, №20, 2009.

2. Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири. - Уфа: Белая Река.- 2001. -- 288 с.

3. Петухов А.В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2002. - 276 с.

4. Петухов А.В., Никитин М.Н., Уршуляк Р.В. Оперативная оценка трещиноватости коллекторов Тимано-Печорской провинции вероятностно-статистическими методами // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. - С. 85-87.

5. Петухов А.В., Шелепов И.В., Петухов А.А., Куклин А.И. Степенной закон и принцип самоподобия при изучении трещиноватых нефтегазоносных коллекторов и гидродинамическом моделировании процесса разработки./- Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т.7.

6. Соколов В.С. О повышении эффективности разработки трещиновато-поровых коллекторов. Вестник недропользователя ХМАО, №16, 2005.

Размещено на Allbest.ru