Судо Роман Михайлович
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
Пластово-блоковое строение нефтяных месторождений наиболее четко проявляется в процессе их разработки. По нашему мнению, учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений позволит повысить эффективность их разработки. В частности, избежать отрицательных эффектов от геолого-технических мероприятий (гидравлический разрыв пласта, бурение второго ствола с горизонтальным окончанием); правильно скорректировав размещение и режимы работы нагнетательных скважин, повысить коэффициент охвата залежи заводнением и, как следствие, коэффициент извлечения нефти. Все это приведет к увеличению объемов нефтедобычи и укреплению минерально-сырьевой базы нефтяной промышленности.
В настоящее время в связи с увеличивающимся объемом информации стало очевидно, что пластово-блоковое строение оказывает существенное влияние на эффективность разработки нефтяных месторождений. Среди всего многообразия различных показателей, определяющих гидрогеологические условия месторождений, изучение влияния гидродинамических границ раз-личного типа на процесс разработки представляет большой научный и практический интерес.
Разноплановыми геолого-промысловыми исследованиями установлено, что тектонические нарушения проявляются при разработке не только как относительно низкопроницаемые, но и как относительно высокопроницаемые границы. Однако в настоящее время их влияние на процесс разработки изучено слабо. В работе приводятся результаты изучения влияния межблоковых границ различного типа на эффективность разработки нефтяных месторождений.
На первом этапе был выполнен анализ фактических геолого-промысловых данных, полученных при разработке конкретных месторождений. В результате анализа установлено, что относительно высокопроницаемые и относительно низкопроницаемые межблоковые границы по-разному проявляются при организации заводнения.
В связи с отсутствием натурных наблюдений на втором этапе с помощью математического моделирования проводилась дифференцированная оценка влияния относительно низкопроницаемых и относительно высокопроницаемых границ на показатели разработки нефтяных месторождений. В расчетах использовалась модель абстрактного нефтяного месторождения, характеризующегося наличием межблоковых границ и средними для центральной части Западной Сибири значениями геолого-промысловых параметров.
В общей сложности проведен расчет 30 вариантов разработки элемента нефтяной залежи. Варианты объединены в две серии. В одной серии из 15 вариантов моделировалась девятиточечная система разработки; в другой серии из 15 вариантов - трехрядная система разработки. В каждой серии в одном варианте моделировалась разработка однородного пласта без границ; в шести вариантах моделировалось наличие 8 относительно низкопроницаемых границ; в шести вариантах моделировалось наличие 8 относительно высокопроницаемых границ; в двух вариантах моделировалась система взаимопересекающихся межблоковых границ различного типа.
Проницаемость пласта равнялась 50 мД; пористость 0,2. Фильтрационно-емкостные свойства межблоковых границ задавались в факторно-диапазонной постановке. Проницаемость относительно низкопроницаемых границ принималась равной 5 мД; 0,5 мД и 0,05 мД. Пористость - 0,02 и 0,002. Проницаемость относительно высокопроницаемых межблоковых границ принималась равной 500 мД; 5 000 мД и 50 000 мД. Пористость - 0,25 и 0,02.
Нужно отметить, что принятое при моделировании строение нефтяной залежи во всех 30 вариантах вполне реально и имеет под собой геологическое обоснование.
Результаты исследований показали, что наличие как относительно низкопроницаемых, так и относительно высокопроницаемых межблоковых границ приводит к разобщенности нефтяной залежи на относительно изолированные гидродинамические блоки, характеризующиеся различиями динамики пластового давления, добычи воды и нефти, то есть обусловливает пластово-блоковое строение нефтяных залежей (рис.3). При этом для разобщения на блоки достаточно, чтобы проницаемость межблоковых границ отличалась от проницаемости продуктивного пласта всего на один десятичный порядок.
Относительно высокопроницаемые границы оказывают экранирующее влияние, затрудняя гидродинамическую взаимосвязь между нагнетательными и добывающими скважинами, поскольку по этим каналам низкого фильтрационного сопротивления (НФС) фильтруется часть закачиваемой в пласт воды, не оказывая вытесняющего воздействия на нефть, содержащуюся в поровой матрице пласта. Таким образом, существование в продуктивном пласте системы каналов (НФС) приводит к снижению объема эффективной закачки воды.
Динамика отборов нефти и воды при разработке нефтяных месторождений, характеризующихся как полным отсутствием, так и наличием межблоковых границ различного типа, в течение первых 2-3 лет разработки практически не отличается. Нужно отметить, что различия не проявляются даже в принятых при моделировании условиях полной разбуренности залежи, то есть в условиях поочередного ввода скважин в эксплуатацию из бурения при разработке реального нефтяного месторождения этот срок может увеличиваться до 4-5 лет, а возможно, и значительно больше. Это, кстати, наблюдается на многих месторождениях центральной части Западной Сибири. В то же время различия гидрогеологических условий с самого начала разработки четко проявляются в распределении нефте- и водонасыщенности и пластового давления.
Гидродинамическая связь между относительно изолированными гидродинамическими блоками может изменяться в процессе разработки нефтяных месторождений в условиях возникновения значительных градиентов приведенного давления при интенсивных отборе флюидов и закачке воды. При наличии относительно низкопроницаемых границ основное влияние на показатели разработки оказывает их проницаемость. Пористость же практически не влияет. При наличии относительно высокопроницаемых межблоковых границ, наоборот, основное влияние оказывает их пористость. Проницаемость оказывает существенно меньшее влияние. Таким образом, и относительно высокопроницаемые, и относительно низкопроницаемые границы оказывают на процесс разработки нефтяных месторождений с терригенными коллекторами более сложное влияние, по сравнению с существующими представлениями.
В связи с этим учет пластово-блокового строения необходимо осуществлять при изучении гидрогеологических условий нефтяных месторождений; при проектировании их разработки; при контроле за разработкой и при регулировании разработки.
С позиций пластово-блокового строения нефтяных месторождений при контроле за разработкой могут быть предложены следующие цели исследований, а также их виды и объемы: выявление межблоковые границы с самого начала разработки (особое внимание нужно уделять определению их типа, для этого целесообразно с самого начала разработки ежегодно проводить трассерные исследования продуктивных пластов путем закачки трассера в каждую нагнетательную скважину) и усиление контроля за динамикой пластового давления, направлением потоков (путем внедрения гидрогеохимического метода контроля за разработкой, регулярного проведения гидропрослушивания между нагнетательными и добывающими скважинами).
На примере Средне-Хулымского нефтяного месторождения показано, что внедрение гидрогеохимического метода контроля разработки позволило изучить изменение направления потоков, изменение объема высокопроницаемых зон, установить участки отсутствия гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами.
Также чрезвычайно актуальной является проблема регулирования разработки нефтяных месторождений. Изучение состояния разработки конкретных нефтяных месторождений, расположенных в центральной части Западной Сибири показало, что часто существует существенное расхождение между фактическими и проектными показателями разработки. На многочисленных месторождениях отмечается недостижение проектных уровней добычи нефти, резкое увеличение обводненности добываемой продукции, отрицательные результаты организации заводнения, проведения геолого-технических мероприятий. По нашему мнению, это связано с отсутствием учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений.
С гидрогеологических позиций учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений необходимо осуществлять как минимум по четырем направлениям.
Во-первых, это первоочередное организация системы поддержания пластового давления в блоках с относительно пониженным пластовым давлением путем бурения в них нагнетательных скважин по уплотненной, возможно, нерегулярной сетке, причем через 4-5 лет разработки, а не значительно позже, на более поздних стадиях, как это принято в настоящее время.
Во-вторых, при наличии относительно высокопроницаемых границ необходимо снижать давление закачки воды. Это приведет к уменьшению объема закачиваемой воды, снижению давления в каналах НФС по сравнению с низкопроницаемой поровой матрицей пласта, насыщенной нефтью. Это можно осуществить в форме циклического воздействия на пласт.
В-третьих, необходимо учитывать межблоковые различия минерализации и химического состава подземных вод. Так, закачка смеси подтоварной (пластовой) и сеноманской воды в блоках с относительно пониженной минерализацией подземных вод может привести к выпадению в осадок ряда химических соединений и, как следствие, снижению пористости и проницаемости продуктивных отложений. В свою очередь закачка воды в блоки с относительно повышенной минерализацией подземных вод может приводить к растворению части минерального скелета и, как следствие, повышению пористости и проницаемости отложений.
В-четвертых, необходимо исключить проведение гидравлического разрыва пласта, бурение вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием в скважинах, расположенных на расстоянии до 50 м от межблоковых границ любого типа.
| 
