Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке

Глава 3. Исследование пластово-блокового строения нефтяных месторождений.

В настоящее время разведка и разработка большинства нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири осуществляются на базе пластовых моделей их строения, несмотря на то, что месторождения, как показано в работе, характеризуются пластово-блоковым строением. Во многом это связано с отсутствием методики выявления межблоковых границ, разобщающих единую, казалось бы, флюидодинамическую систему на гидродинамические блоки. В связи с этим создание и внедрение в практику геологоразведочных работ, а также работ по проектированию, контролю и регулированию разработки нефтяных месторождений методики картирования межблоковых границ является актуальной задачей. Выявление относительно изолированных гидродинамических блоков и изучение нефтяных месторождений с позиций пластово-блокового строения (как в естественных условиях - при их поисках и разведке, так и в нарушенных условиях - при их разработке) позволит существенно повысить эффективность их разведки и особенно разработки.

В пределах многих нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири нижнемеловые и юрские, а на севере Западной Сибири и верхнемеловые, и кайнозойские нефтегазоводоносные пласты характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений различного генезиса и амплитуды (Г.Н.Гогоненков и др., 2002). Как известно (В.И.Дюнин и др., 2000), дизъюнктивные нарушения могут выступать в роли межблоковых границ, разобщающих единую флюидодинамическую систему на относительно изолированные гидродинамические блоки. При этом в последние годы в работах многих отечественных и зарубежных исследователей (Н.А. Еременко (1995), В.С. Славкин (1999, 2002), С.А.Несмеянов (2004) и др.) отмечается, что тектоническими экранами, могут быть не только высоко- и среднеамплитудные разломы, способные обеспечивать вывод проницаемых пород коллекторов по плоскости разлома к непроницаемым, но и мало- и даже безамплитудные дизъюнктивные дислокации.

В работах ряда авторов (В.С.Славкин, 1999, 2001; Е.Д.Глухманчук и др., 1998, 2002; В.Б.Писецкий и др., 1998; Г.Н.Гогоненков и др., 2002 и др.) предложены методики выделения тектонических блоков, основанные на анализе данных площадных сейсморазведочных работ, геофизических исследований скважин, бурения. В ограниченном объеме и не всегда корректно привлекались данные об изменении дебитов добывающих скважин и обводненности их продукции. С другой стороны, в работе В.С.Славкина и др. (2002) использовались результаты химических анализов проб нефти, отобранных в разных скважинах, эксплуатировавших различные продуктивные пласты различных куполов Восточно-Перевального месторождения. Сравнение геохимического облика нефтей не позволило авторам подтвердить или опровергнуть наличие выделенных ими тектонических нарушений. Таким образом, различия рассмотренных методик, по сути, обусловлены только различием технологий обработки сейсмического материала. Использование данных методик позволило их авторам обосновать модели дизъюнктивно-блокового строения многих нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири.

Однако используемые в настоящее время методики дают принципиально различные результаты, то есть приводят к созданию нескольких принципиально различных моделей геологического строения месторождений. Например, существуют три модели геологического строения Восточно-Перевального нефтяного месторождения. Две различные модели дизъюнктивно-блокового строения предложены коллективами ООО <ВНИГНИ-2> (В.С.Славкин, 1999) и ТОО <ГСД> (А.П.Жуков, 1999). Модель пластово-блокового строения предложена автором.

На примере нижнемеловых и юрских пластов Восточно-Перевального, Средне-Хулымского, Выинтойского, Западно-Котухтинского нефтяных месторождений показано, что в одном тектоническом блоке, согласно предложенным различными авторами (В.С.Славкин, 1999, 2005; С.Н.Ильин, 2005 и др.) моделям дизъюнктивно-блокового строения, находятся скважины, между которыми существуют нереально высокие для естественных условий, с позиций пластового строения, градиенты приведенного давления.

По мнению автора, эти проблемы связаны с тем, что для выделения блоков разными исследователями используются методики без привлечения гидрогеологических данных в необходимом объеме. Нужно подчеркнуть, что все рассмотренные методики, по сути, нацелены именно на выявление дизъюнктивных нарушений (особенно малоамплитудных и безамплитудных) и тектонических блоков и <не видят> межблоковые границы иного, не тектонического происхождения. Однако могут существовать межблоковые границы различного типа и генезиса.

Для качественного проектирования и управления разработкой нефтяных месторождений необходимо иметь данные не только о его тектоническом строении, но и о его гидродинамическом строении. Применительно к гидродинамическому строению нефтяных месторождений в литературе используются термины гидродинамический блок и пластово-блоковое строение (В.А.Всеволожский, В.И.Дюнин, 1996). Автором на примере Восточно-Перевального месторождения показано, что количество, конфигурация, размеры тектонических и гидродинамических блоков в пределах конкретного месторождения могут серьезным образом отличаться.

Таким образом, при создании гидродинамической модели нефтяного месторождения, характеризующегося дизъюнктивно-блоковым строением (наличием тектонических нарушений), необходимо изучить разобщенность флюидодинамической системы на относительно изолированные гидродинамические блоки, выявить и установить тип гидродинамических границ.

Следует особо отметить, что ни в одной из используемых в настоящее время методик выделения тектонических блоков не рассматривались в необходимом объеме гидрогеологические данные в качестве признаков, указывающих на возможное наличие межблоковых границ.

К числу таких гидрогеологических данных на стадии разведки нефтяных месторождений (в естественных условиях) следует отнести начальное распределение пластового давления, пластовой температуры, химического состава подземных вод, их газонасыщенности, давления насыщения и др.; на стадии разработки нефтяных месторождений (в нарушенных условиях) - изменение этих же показателей, динамика параметров работы скважин (причем не только дебитов и обводненности, но и пластовых давлений, забойных давлений), режимы бурения эксплуатационных скважин (изучение интервалов поглощения бурового раствора и нефтегазоводопроявлений), результаты геолого-технических мероприятий (гидравлических разрывов пласта, бурения вторых стволов, обработок призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин).

Таким образом, используемые подходы к выделению тектонических блоков и обоснованию моделей дизъюнктивно-блокового строения нефтяных месторождений в принципе не могут обеспечить высокую успешность их использования в целях контроля, анализа и управления процессом разработки месторождений. Только использование гидрогеологических данных, полученных в естественных условиях и, особенно, в нарушенных условиях, то есть в результате дальнейших исследований в ходе разработки месторождений, позволит выявить реально существующие межблоковые границы, выделить относительно изолированные гидродинамические блоки и обосновать адекватные модели пластово-блокового строения месторождений.

Освоение нефтяных месторождений представляет собой многостадийный процесс, который подразделяется на три взаимосвязанные составляющие - поиски, разведка и разработка. Каждой стадии освоения месторождений соответствует определенная степень их изученности, то есть определенная степень знаний и представлений об их строении. Очевидно, что подобная стадийность должна быть присуща и процессу исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений.

Выявление относительно изолированных гидродинамических блоков необходимо проводить как в естественных условиях (в ходе геологоразведочных работ), так и в нарушенных условиях (при их разработке). Причем в нарушенных условиях выделение блоков производится более уверенно. Это связано не только с принципиальными различиями в объемах, видах, достоверности гидрогеологической, геолого-геофизической и геолого-промысловой информации, получаемой в ходе геологоразведочных работ и в процессе разработки нефтяных месторождений. Помимо этого естественные и нарушенные гидрогеологические условия нефтяных месторождений характеризуются принципиально различными расходами и скоростями потоков, градиентами приведенных давлений. Это приводит к тому, что в условиях активного воздействия на флюидодинамическую систему более четко проявляется гидродинамическая сущность межблоковых границ. Основные положения методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений приведены в таблице N1.

Основными задачами поискового этапа являются открытие нефтяного месторождения, предварительная оценка запасов месторождения и выбор объектов разведки. Для целей исследования пластово-блокового строения при поисках нефтяных месторождений должны использоваться следующие основные методы: региональные геофизические исследования (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка); дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок; структурно-геоморфологическая съемка; геохимическая съемка; бурение и испытание поисковых скважин; региональные гидрогеологические исследования.

Интерпретация результатов данных методов исследования позволяет получить следующую информацию, используемую для изучения пластово-блокового строения: вариации гравитационного и магнитного полей; геометрические характеристики линеаментов; концентрации различных веществ в приповерхностном слое; глубины залегания реперных пластов, дебиты и состав притока из продуктивных пластов, распределение в плане и разрезе пластового давления, химического состава подземных вод.

Результатами исследования пластово-блокового строения при поисках нефтяных месторождений являются выявление наиболее значительных тектонических нарушений; определение ориентации региональной сети разрывных нарушений; представление о характере строения гидрогеологических полей; картирование предполагаемых границ возможных крупных гидродинамических блоков. Таким образом, на стадии поисков основной информацией являются результаты геолого-геофизических исследований. На их основе картируются тектонические нарушения, участки залегания пород различного состава. Региональная гидрогеологическая информация косвенным образом свидетельствует о том, что определенным образом может проявляться неоднородность гидрогеологических полей.

Основными результатами разведочного этапа являются подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти и заключение об основных эксплуатационных объектах месторождения и рациональных способах их разработки. Для целей исследования пластово-блокового строения при разведке нефтяных месторождений должны использоваться следующие основные методы исследования: площадные сейсморазведочные работы (методами 2D и 3D); бурение и испытание разведочных скважин; гидродинамические исследования разведочных скважин; исследование глубинных проб воды и нефти; пробная эксплуатация разведочных скважин.

Интерпретация результатов данных методов исследования позволяет получить следующую информацию, используемую для изучения пластово-блокового строения: вариации сейсмических скоростей; глубины залегания продуктивных пластов, водонефтяного контакта, дебиты и состав притока; распределение пластового давления в плане; динамика пластового давления по скважинам.

Результатами исследования пластово-блокового строения при разведке нефтяных месторождений являются уточнение ориентации сети разрывных нарушений и их густоты в пределах месторождения; определение участков с существенно различным распределением пластовых давлений; выявление участков с распространением подземных вод и нефтей различного химического состава; картирование вероятных границ гидродинамических блоков.

Основной задачей разработки нефтяных месторождений является извлечение нефти из пластов с использованием рациональной системы разработки. Таким образом, выявление блоков в процессе разработки месторождения, в том числе и на поздних стадиях, как раз и соответствует ее основной задаче - более полному извлечению нефти (достижению утвержденной нефтеотдачи) на основе уточненной модели гидродинамического строения месторождения.

Для выявления относительно изолированных гидродинамических блоков в процессе разработки нефтяных месторождений должен использоваться широкий комплекс разноплановых гидрогеологических и промыслово-геофизических исследований. На разных стадиях разработки более информативными и более распространенными могут являться различные исследования. Для целей исследования пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений должны использоваться следующие основные методы исследования: трассерные исследования; гидродинамические исследования скважин; промыслово-геофизические исследования скважин; гидрогеохимические исследования; анализ динамики дебитов и обводненности добывающих скважин; анализ динамики приемистости нагнетательных скважин; анализ эффективности геолого-технических мероприятий (гидравлический разрыв пласта, бурение вторых стволов с горизонтальным окончанием).

Интерпретация результатов данных методов исследования позволяет получить следующую информацию, используемую для изучения пластово-блокового строения: динамика концентрации трассера; динамика пластового давления по площади и по скважинам; профили притока и профили приемистости; динамика химического состава добываемой воды; дебиты и обводненность скважин, забойные давления до и после геолого-технических мероприятий.

Межблоковые границы, выявленные и изученные на ранних стадиях разработки, в обязательном порядке должны изучаться на более поздних стадиях разработки. Это связано не только с необходимостью уточнения их свойств (в первую очередь гидродинамических) на основе большего объема более детальной информации, но и с возможным изменением этих свойств в процессе разработки (например, в результате процессов вторичного минералообразования или, наоборот, растворения). Результатами исследования пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений являются оценка распространения возмущения при воздействии на пласт (характер изменения пластового давления, направление движения поземных вод и др.); уточнение положения и типа границ пластово-блоковой системы.

Таблица N1. Методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. Составил Судо Р.М., 2006
Стадия исследования	Методы исследования	Получаемая информация	Результаты исследования	Межблоковые границы
Поиски	Региональные геофизические исследования(гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка) Дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок Структурно-геоморфологическая съемка Геохимическая съемка Бурение и испытание поисковых скважин Региональные гидрогеологические исследования	Вариации геофизических параметров Геометрические характеристики линеаментов Концентрации различных веществ в приповерхностном слое Глубины залегания реперных пластов, дебиты и состав притока из продуктивных пластов Распределение в плане и разрезе пластового давления, химического состава подземных вод	Выявление наиболее значительных тектонических нарушений Определение ориентации региональной сети разрывных нарушений Представление о характере строения гидрогеологических полей Картирование предполагаемых границ возможных крупных гидродинамических блоков	Предполагаемые
Разведка	Площадные сейсморазведочные работы(методами 2D и 3D) Бурение и испытание разведочных скважин Гидродинамические исследования разведочных скважин Исследование глубинных проб воды и нефти Пробная эксплуатация разведочных скважин	Вариации сейсмических скоростей Глубины залегания продуктивных пластов, водонефтяного контакта, дебиты и состав притока Распределение пластового давления Распределение минерализации подземных вод Динамика пластового давления по скважинам	Уточнение ориентации сети разрывных нарушений и их густоты в пределах месторождения Определение участков с существенно различным распределением пластовых давлений Выявление участков с распространением подземных вод и нефтей различного химического состава Картирование вероятных границ гидродинамических блоков	Вероятные
Разработка	Трассерные исследования Гидродинамические исследования скважин Промыслово-геофизические исследования скважин Гидрогеохимические исследования Анализ динамики дебитов и обводненности добывающих скважин Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин Анализ эффективности геолого-технических мероприятий (гидравлический разрыв пласта, бурение вторых стволов с горизонтальным окончанием)	Динамика концентрации трассера Динамика пластового давления по площади и по скважинам Профили притока и профили приемистости Динамика химического состава добываемой воды Дебиты и обводненность скважин, забойные давления до и после геолого-технических мероприятий	Оценка распространения возмущения при воздействии на пласт (характер изменения пластового давления, направление движения подземных вод и др.) Уточнение положения и типа границ пластово-блоковой системы	Доказанные (Уточненные)

Таким образом, для оценки пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений в обязательном порядке должен использоваться значительный объем гидрогеологической информации, полученной в нарушенных условиях. Основной гидрогеологической информацией являются данные о распространении возмущения при воздействии на пласт.

Картирование относительно изолированных гидродинамических блоков может осуществляться двумя различными способами. В первом случае при известном положении предполагаемых межблоковых границ нужно определить их гидродинамический тип. Во втором случае, когда положение межблоковых границ неизвестно, картирование блоков должно осуществляться в два этапа: сначала определение размера блока, а потом определение его конфигурации.

Затрудненное гидравлическое взаимодействие между относительно изолированными гидродинамическими блоками приводит к тому, что в течение относительно длительного периода времени между соседними блоками могут существовать относительно высокие градиенты давления, причем фильтрация флюидов между соседними блоками не происходит. В связи с этим в течение определенного периода времени отбор флюида из гидродинамического блока осуществляется только за счет уменьшения упругого запаса флюидов в данном блоке, то есть при упругом режиме фильтрации.

Для определения размера блока автором предложена формула (1), выведенная на основе положений разработанной В.Н.Щелкачевым (1959) теории упругого режима:

где Q_ж - добыча флюида (жидкости) из относительно изолированного гидродинамического блока [м³]; V - физический объем блока [м³]; β - упругоемкость блока [1/Па]; ΔP - изменение давления в блоке [Па].

Знание конфигурации гидродинамических блоков при известном объеме блока и мощности пласта позволяет сравнительно точно определять местоположение межблоковых границ. Зная примерно мощность пласта в пределах блока, можно определить площадь блока. В соответствии с существующими представлениями о планетарных решетках (Э.Р.Казанкова, 1997; В.А.Сараев, 1998 и др.), они будут проявляться в строении геологических объектов всех уровней (от макроуровня до микроуровня). Таким образом, гидродинамический блок, границы которого имеют тектонический генезис, будет, по всей видимости, характеризоваться квазипрямоугольной формой. Одинаковую площадь могут иметь прямоугольники с различным периметром. Для того чтобы определить конфигурацию блока и установить местоположение и длину межблоковых границ, необходимо привлекать дополнительную информацию о геолого-тектоническом строении месторождения, результатах промыслово-геофизических, гидродинамических, трассерных исследований, проведенных в период разработки месторождения.

Очевидно, что в зависимости от строения флюидодинамической системы разработка нефтяных месторождений будет характеризоваться принципиально различными показателями. Для удобства восприятия в таблице N2 приводится сравнение сходств и различий некоторых показателей разработки нефтяных месторождений в условиях пластового строения флюидодинамической системы и в условиях ее пластово-блокового строения.

---

Таблица N2. Сопоставление показателей, используемых для исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений на стадии разработки. Составил Судо Р.М., 2006
Группа показателей	Показатель	Пластовое строение	Пластово-блоковое строение
Определяемые по результатам геофизических, гидродинамических,гидрогеохимических и трассерныхисследований	Пластовое давление	Происходит относительно плавное увеличение пластового давления от зон отбора жидкости к зонам закачки воды	Распределение пластового давления в плане носит блоковый характер. На межблоковых границах происходит резкое изменение пластового давления между блоками от относительно повышенного до относительно пониженного
	Химический составдобываемой воды	По мере увеличения обводнения продукции добывающих скважин происходит приближение к химическому составу закачиваемой воды (при внутриконтурном заводнении). В добывающих скважинах, расположенных в водонефтяных зонах, добываемая вода характеризуется относительным постоянством химического состава по площади и во времени	Распределение химического состава добываемой воды в плане в течение значительного времени носит блоковый характер. На межблоковых границах происходит резкое изменение химического состава добываемой воды между блоками от пластовых до закачиваемых
	Распространение трассеров	Распространение трассера происходит равномерно по окружающим нагнетательную скважину добывающим скважинам в соответствии со степенью их обводненности (при внутриконтурном заводнении)	Распространение трассера по окружающим нагнетательную скважину добывающим скважинам происходит неравномерно, не соответствует степени их обводненности (при внутриконтурном заводнении). По ряду добывающих скважин фиксируется быстрый приход трассера, по ряду высокообводненных скважин, наоборот, фиксируется отсутствие трассера
Замеряемые в промысловых условиях	Дебит добывающейскважины по жидкости	Примерно одинаковые величины. Изменения обусловлены вариациями мощности и проницаемости пласта-коллектора и в существенно меньшей степени вязкости флюидов	Значительные различия величин, связанные с существенным изменением величины пластового давления в различных блоках
	Обводненность добываемой продукции	Примерно одинаковые величины. Изменения обусловлены вертикальной (послойной) неоднородностью пластов, вариациями мощности и проницаемости отдельных слоев по разрезу пласта-коллектора и в существенно меньшей степени начальной нефтенасыщенностью (водонасыщенностью)	Значительные различия величин, обусловленные различной гидродинамической связью с нагнетательными скважинами, различным расположением добывающих и нагнетательных скважин относительно межблоковых границ различного типа
	Приемистость нагнетательной скважины	Примерно одинаковые величины. Изменения обусловлены вариациями мощности и проницаемости пласта-коллектора и в существенно меньшей степени вязкости флюидов	Значительные различия величин, связанные с существенным изменением величины пластового давления в различных блоках
Косвенные	Эффективностьгеолого-техническихмероприятий	После проведения гидравлического разрыва пласта происходит увеличение дебита скважины по жидкости в 4-6 раз при постоянной обводненности или при ее уменьшении	После проведения гидравлического разрыва пласта происходит увеличение дебита скважины по жидкости более чем в 7-10 раз и более, возможно резкое увеличение обводненности добываемой продукции вплоть до 100% за счет соединения трещины гидроразрыва с высокообводненными высокопроницаемыми зонами
		После бурения второго ствола с горизонтальным окончанием происходит увеличение дебита скважины по жидкости в 2-3 раза при постоянной обводненности или часто при ее уменьшении	После бурения второго ствола с горизонтальным окончанием происходит увеличение дебита скважины по жидкости в 5-7 раз и более за счет подключения блоков с относительно повышенным пластовым давлением. Обводненность добываемой продукции может резко увеличиться за счет соединения второго ствола скважины с высокообводненными высокопроницаемыми зонами. При бурении второго ствола возможны аварийные ситуации (прихват бурового инструмента; осыпи, обвалы стенок ствола; слом бурильной колонны) в результате его проводки через межблоковую границу