Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние проблемы вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов в западной Сибири . 18
1.1. Краткая характеристика геолого-технологической модели среды Тюменского месторождения 18
1.1.1. Геолого-геофизические характеристики продуктивного горизонта
1.1.2. Тектоника 20
Г. 1.3. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов - 24
Г. 1.4. Показатели неоднородности пластов; .25
1.2. Анализ текущего состояния разработки Тюменского месторождения...:. 33
Г.2.1. Характеристика фонда скважин. 33
1.2.2; Характеристика отборов жидкости и закачки воды... 36?
1.2.3. Характеристика системы воздействия на пласт 43
1.3. Основные проблемыразработки пластов Тюменского месторождения 46
Р.4. Структура остаточных запасов месторождений находящихся на поздней.
стадии разработки 48
2. Определение типа коллектора в разные периоды разработки ... 53;
211. Определение типа коллектора в начальный период разработки 53
2:1.1. Определение типа коллектора по петрофизическим данным : 53
2.1.2. Определение типа коллектора ію результатам испытаний и промыслово-гидродинамических исследований пластов БВю ЮВ] в начальный период разработки 54
2.2. Определение типа коллектора на современном этапе разработки 61
2.3. Теоретическое представление о коллекторе с двойной средой 67
2.4. Комплексность проявлений природной и техногенной трещиноватости 76
3. Определение природной трещиноватости на основе существующих данных дистанционных методов ; 79
3.1. Исследование направлений напряжений, деформацийи вероятной миграции углеводородов с позиций современной геодинамики.
3.2. Обобщение и анализ направлений напряжений и деформаций, зон разуплотнения и трещиноватости основных продуктивных горизонтов с позиций современной геодинамики 84
3.3. Интерпретация данных дистанционного зондирования земной коры 86
3.4. Гравиметрические и магнитометрические наблюдения 91
3.5. Сейсмические поисковые, разведочные и детализационные работы
3.5.1. Структурные построения 97
3.5.2. Дизъюнктивная тектоника
3.6. Разломно-блочная модель пласта ЮВі Тюменского месторождения 109
3.7. Подтверждение разломно-блочной модели пласта IOBj Тюменского месторождения 119
3.7.1. Сравнение параметров работы скважин в разных блоках 119
4. Определение техногенной трещиноватости 126
4.1. Анализ влияния фильтрационно-емкостных свойств горных пород на обводнение продукции скважин Тюменского месторождения- 126
4.2. Анализ влияния техногенной трещиноватости на обводнение продукции скважин Тюменского месторождения 131
4.2.1. Работа системы ППД пласта ЮВі 131
4.2.2. Межпластовые перетоки при наличии ЗКЦ 136
4.2.3. Форсированный отбор жидкости при высокой депрессии 138
4.2.4. Перетоки из скважин пласта ЮВ! при наличии гидродинамических окон в глинистой перемычке между пластамиЮВі и ЮВі2 145
4.2.5. Применение ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах 152
4.3. Условия возникновения техногенной трещиноватости 156
4.3.1. Анализ промыслово-геофизических исследований скважин 157
4.3.2. Анализ режимов закачки нагнетаемой воды 162
4.3.3. Определение давления разрыва пласта и оптимального давления нагнетания воды в пласт 172
4.4. Выявление трещин на основе трассерных исследований 175
5. Рекомендации по оптимизации системы разработки тюменского месторождения 201
5.1. Рекомендации по оптимизации системы заводнения, эксплуатации продуктивных объектов с целью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов 201
5.2. План реализации рекомендаций и программа геолого-технологических мероприятий
5.2.1. Учет влияния структурного фактора и природной трещиноватости 206
5.2.2. Учет влияния техногенной трещиноватости 209
5.2.3. Учет влияния фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов209
Заключение 211
Список литературы
- Геолого-геофизические характеристики продуктивного горизонта
- Определение типа коллектора по петрофизическим данным
- Обобщение и анализ направлений напряжений и деформаций, зон разуплотнения и трещиноватости основных продуктивных горизонтов с позиций современной геодинамики
- Анализ влияния техногенной трещиноватости на обводнение продукции скважин Тюменского месторождения
Введение к работе
В последние годы в нефтегазовой геологии происходит коренная переоценка основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов. Это вызвано- нарастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств и характере насыщения-продуктивных пород. Все более широкое применение для^ объяснения процессов нефтеобразования находят геодинамический и флюидодинамический подходы, многие ученые начинают признавать доминирование вертикальной миграции нефти.
Геолого-промысловый анализ длительно разрабатываемых залежей, а также использование современных геофизических методов наблюдений^ показывает более сложное блоковое строение нефтегазоносных резервуаров.
Выявляется все более значительная роль трещиноватости пород и дизъюнктивной тектоники в процессах образования залежей не только в плотных карбонатных породах, но и в песчаниках, традиционно относящихся к коллекторам порового типа. В процессе изучения месторождений появились такие понятия, как зоны деструкции, зоны дилатантного разрушения пород, сейсмически напряженные зоны, зоны тектонического сжатия и разуплотнения.
В крупнейшем регионе нефтедобычи, каким является Западная Сибирь, роль блокового строения, а также природной и техногенной трещиноватости настолько значима, что их необходимо учитывать при. разведке, подсчете запасов и обосновании технологии разработки залежей.
Трещинные дислокации не только фиксируются различными геологогеофизическими методами, но и оказывают значительное влияние на процессы разработки залежей и результативность применяемых методов интенсификации добычи. Обнаружение линейно-очаговых природных и техногенных трещинных зон неразрывно связано с дискретностью нефтегазонасыщенных пород и существованием в пределах месторождений разномасштабных блоков и структур их разграничения - межблоковых зон.
Модель грещиновато-пористой среды реализует фактическую динамику обводнения скважин, используя в качестве исходных данных результаты лабораторных исследований по функциям относительных фазовых проницаемостей и капиллярным кривым, а также оценки объемов и проницаемости трещин.
Реализация указанного механизма заводнения продуктивных пластов имеет далеко* идущие последствия в< практической эксплуатации нефтяных месторождений. Оказывается, что основным фактором, определяющим эффективность всего процесса нефтеизвлечения, является соотношение объемов* нагнетаемой в пласт воды с объемами отбора пластовых флюидов.
Гидродинамическое моделирование разработки нефтяной залежи со средними геологическими параметрами показывает высокую- степень зависимости прогнозируемой нефтеотдачи пласта*от коэффициента компенсации отбора жидкости закачкой. Так, при компенсации 120% расчетный коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,21, в то время как при снижении компенсации до
80% прогнозируемое значение нефтеотдачи пласта возрастает в 1,5 раза* Таким образом, вероятно, еще 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 [29].
Цель работы. Разработка рекомендаций для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов Тюменского месторождения- на основе изучения и прогноза зон развития природной и техногенной трещиноватости.
Основные задачи исследования.
1. Уточнение структурно-тектонических особенностей строения площади, выявление и трассирование возможных зон тектонических нарушений, выделение зон дробления (разуплотнения) и трещиноватости.
2. Оценка параметров техногенных зон трещиноватости (структура, азимутальное направление, размеры) и изучение пространственно-временного распределения техногенной трещиноватости по площади.
3. Определение параметров (критическое давление разрыва пласта, качество нагнегаемой воды и режимы закачки нагнетаемой воды по петрофизическим данным, режимы работы добывающего фонда и пр.), способствующих образованию техногенной трещиноватости.
4. Определение параметров оптимальной системы заводнения пласта ЮВ).
Научная новизна.
1. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов углеводородов на Тюменском месторождении.
2. Разработана методика определения оптимальных параметров энергетического состояния пласта с целью эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.
3. Обоснованы геолого-промысловые критерии по оптимальному применению комплексного воздействия методами повышения нефтеотдачи в Широтном Приобье.
Защищаемые положения.
1. Построение разломно-блочной модели позволило уточнить структурнотектонические условия формирования изучаемой площади, а также установить размещение зон. тектонических разрывов, сжатий и горизонтально-сдвиговых деформаций.
2. Установлен прежде неизвестный трещиновато-поровьтй тип коллекторов, что позволило на последней стадии разработки оптимизировать комплекс применяемых методов повышения нефтеотдачи с внедрением интегрированных методов увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и т.д.
3. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов, что позволило повысить качество геолого-промыслового обеспечения комплексных геолого-технологических мероприятий, за счет их адресного применения.
Практическая значимость работы.
Полученные в результате проведенной работы данные о напряженнодеформированном состоянии пласта lOBi и закономерностях его изменения во времени расширили представления о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры, а также позволили оценить влияние масштабной техногенной деятельности при разработке Тюменского месторождения, что явилось основой для принятия комплекса технических решений по эффективной доразработке объекта ЮВ].
Эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в процессе трансформации порового коллектора в трещиновато-поровый уделялось большое внимание в работах следующих авторов: Медведский Р.И., Каналин В.Г., Боксерман А.А., Попов И.П., Абдулин Р.А., Амелин И.Д., Апельцин Э.А., Бембель P.M., Бодрягин А.В., Бриллиант Л.С., Васильев Ю.В., Гавура В.Е., Гольф-Рахт Г.Д., Горбунов А.Т., Давыдов А.В., Джафаров И.С., Желтов Ю.П., Клочков А.А., Комаров А.А., Курчиков А.Р., Лебединец Н.П., Левагин А., Левицкий В.И., Лейбин Э.Л., Мартынов О.С., Митрофанов А.Д., Нежданов А.А., Петухов А.В., Репин В.И., Ручкин А.А., Санников В.А., Свищев М.Ф., Скрылев А., Сургучев М.Л., Тарасов А.В., Ханин А.А., Шпуров И.В., Юсупов К.С., Ягафаров А.К. и многие другие.
Геолого-геофизические характеристики продуктивного горизонта
Впервые прорывы воды от нагнетательных скважин к добывающим были связаны с техногенными трещинами вокруг нагнетательных скважин в работе Р.И. Медведского [54]. В пласт закачивались такие материалы, как волокнисто-дисперсная смесь, которая по размеру своих частиц не должна проникать в поры, но в пласт, вопреки ожиданиям, все-таки проникает, и проникать она может только по трещинам. И хотя это по мере накопления фактов стало очевидным, первоначально вызвало возражение на том основании, что трещины вокруг нагнетательных скважин имеют небольшую длину и никак не могут быть сквозными и служить каналами для прорыва воды в добывающие скважины.
Вокруг нагнетательных скважин образуется много трещин, направленных в разные стороны (рис. 2.9) [54], расположенных внутри некоторой окружности, показанной на рисунке штриховой линией.
Именно радиус этой окружности определяется гидродинамическими исследованиями. Однако отдельные трещины могут в благоприятных условиях достигать соседних добывающих скважин и быть причиной прорыва воды. Благоприятными условиями являются естественная или искусственная трещиноватость пласта. Естественная трещиноватость определяется пористо-трещиноватым типом коллектора, который отмечается на многих месторождениях.
Искусственная трещиноватость создается и вокруг добывающих скважин вследствие снижения давления при форсированных отборах жидкости (дилатантная трещиноватость).
На первых этапах разработки месторождений Западной Сибири с применением заводнения было отмечено, что для образования техногенных трещин вокруг нагнетательных скважин требуются совсем небольшие давления (чуть большие гидростатических). Еще раньше это обстоятельство было подмечено буровиками, использовавшими при разбуривании данных месторождений раствор с удельным весом 1,05 - 1,08 г/см во избежание гидроразрыва.
Кривая восстановления давления (КВД) в скважинах, вскрывающих пласт с двойной пористостью в координатах Ap-lg t имеет вид ломаной из трех звеньев, среднее из которых пологое, а два крайних примерно параллельны друг другу [48, 69]. КВД такой конфигурации на скважинах Тюменского месторождения являются бесспорным диагностическим признаком среды с двойной пористостью (рис. 2.10 и 2.11).
При исследовании добывающих скважин на Трехозерном месторождении было обнаружено [51], что после их обводнения КВД принимают вид, специфический для сред с двойной пористостью и на этом основании был сделан вывод о наличии в пласте сети высокопроницаемых каналов, по которым вода поступала в скважину. При этом специальным математическим приемом КВД освобождалось от влияния притока после остановки как до, так и после обводнения.
Струя воды, достигнув добывающую скважину по выработанному ею каналу, напрямую связывается с нагнетательной скважиной и не участвует более в вытеснении нефти, а канал становится каналом бесполезной циркуляции воды из добывающей скважины через промысловые коммуникации опять в нагнетательную.
Как правило, такие явления наблюдаются вскоре после достижения пика годовой добычи нефти из залежи при извлечении примерно 15% от запасов.
Модель пористо-трещиноватого пласта подтверждается также низким значением коэффициента безводной нефтеотдачи. Это явление может быть объяснено следующим образом.
В пористо-трещиноватой среде вытеснение нефти водой происходит за счет гидродинамических и капиллярных сил. При этом гидродинамические силы в первую очередь способствуют промывке трещин и частично пористых блоков до тех пор, пока вода не дошла до их дистального торца. Однако, как только фронт воды поравняется с ним, из-за малых гидравлических потерь в трещинах давление в проксимальном и дистальном торцах блока выравнивается w гидродинамическими силами можно пренебречь по сравнению с капиллярной пропиткой, которая «в первую очередь вытесняет нефть из мелких пор в крупные, а затем из блоков в трещины.
Если на этом этапе расход воды в трещине будет соответствовать объему вытесняемой нефти в единицу времени, то вода в трещине заменит нефть, а выдавленная из блоков нефть будет подхватываться потоком и переноситься далее в скважину, обводненность которой будет оставаться практически постоянной.
Если-же расход в трещинах достаточно большой, а капиллярная пропитка не успевает выдавливать нефть из блоков в том же объеме, то обводненность скважин растет. При равной интенсивности капиллярной пропитки блоков и промывки трещин удается достичь высокой нефтеотдачи залежи. Принтом по данным исследований керна из выработанных участков залежи остаточная нефтенасыщенность блоков, согласно- Гольф-Рахту, достигает предельного значения 15-20% [33]. На практике необходимое для оптимальной выработки запасов соотношение интенсивности промывки трещин и капиллярной пропитки блоков обеспечивается закачкой воды в объеме добываемой нефти (в пластовых условиях).
В сложившихся реалиях, унаследованных от командно-административных времен хозяйствования закачка воды должна превышать отбор жидкости из залежи на 15-20%. Такое превышение предписывалось «Временными правилами эксплуатации 1955г.» [26] и объяснялось необходимостью компенсировать отток части воды за контур нефтеносности, поскольку в то время нагнетательные скважины располагались за контуром нефтеносности. С 1956 г. началось применение внутриконтурного заводнения, поэтому в последующих выпусках правил перекомпенсация не нормировалась. В практике проектирования чаще используется коэффициент компенсации 1,15 - 1,2 с объяснением того, что часть воды теряется в водоводах, а часть - вследствие заколонных перетоков.
Определение типа коллектора по петрофизическим данным
Таким образом, в зависимости от режима активизации разрывов, они могут проявлять. себя в разработке месторождений как экраны или каналы фильтрации с образованием промежуточных свойств (зон уплотненного трещиноватого коллектора).
Среди тектонических трещин в горных породах часто встречаются дилатантные трещины, образующие полосы достаточно большой длины. Эти полосы, названные в работе В.И. Белкина и Р.И. Медведского динамически напряженными зонами (ДНЗ), отмечаются на всех нефтяных месторождениях Западной Сибири и рассекают их площадь в основном северо-западном — юго-восточном направлении с системой ориентировки (азимут простирания 310-330) [89]. На аэро- и космоснимках их пересечения с поверхностью Земли отмечаются в виде линеаментов. На сейсмических профилях ДНЗ обнаруживаются в виде мутных столбов, свидетельствующих о потере породой в этих частях способности отражать акустические волны.
Перечисленные трещины расщепляют породу на блоки различных размеров, превращающих пористый коллектор в пористо-трещиноватый.
Следует отметить, что наличие в пласте естественных трещин значительно облегчает образование техногенных трещин. Это следует из современной теории разрушения твердых тел [19], согласно которой при наличии в теле дефектов, к которым относятся трещины, а также другие пустоты, прочность тела резко снижается и оно уже при сравнительно небольших нагрузках разрушается.
Техногенные трещины образуются в первую очередь вокруг нагнетательных скважин. Отдельные трещины в благоприятных условиях могут достигать соседних добывающих скважин и быть причиной прорыва воды.
Прорыву воды может способствовать и добывающая скважина, вокруг которой вследствие снижения давления при отборах жидкости может возникнуть сеть техногенных дилатантных трещин, образованных весом вышележащих пород, скомпенсированным давлением пластовой жидкости.
Для обзора тектоно-геодинамической обстановки были рассмотрены две карты, построенные О.С. Мартыновым. На схематической карте «Фрагмент скелетной схемы, рельефа доюрского основания с элементами тектоники и геодинамики Среднего Приобья» (масштаб 1:1000000, рис. 3.1) выделены блоковые структуры: Балыкский блок, Сургутский мегаблок, Ватьёганский мегаблок, Асомкинский блок, Путлу некий блок, Локосовско-Кетовский. мегаблок, Нижневартовский мегаблок. Здесь же показано развитие Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта и примыкающего к нему с западной стороны. Аганского грабен-рифта, северо-восточного направления. В пределах рифтов стрелками показаны-направления напряжений,и векторы?расширениярифтовых, зон, ач также полюс разворота, мегаблоков. В пределах мегаблоков и на их границах показаны разломы, пликативные структуры, а, также длинные оси складок, выделенные при анализе структур.
Границами мегаблоков, предположительно, являются «крупные флексурно-разрывные нарушения. Анализируя модель строения верхней части доюрского основания по линии профиля «Б — Б» следует отметить, что Уренгойско-Колтогорский и Аганский грабен-рифты, выполняя работу расширения в юго-западном и юго-восточном направлениях, привели во взаимодействие Нижневартовский, Локосовско-Кетовский и Путлунский мегаблоки. В результате горизонтального смещения мегаблоков в юго-западном направлении образовалась ступенчатая система меганадвигов. Юго-западные борта мегаблоков оказались «вздернутыми» или поднятыми, а северо-восточные борта - «притопленными» или опущенными.
С другой стороны, приблизительно в это же время горизонтальные движения юго-восточного направления, инициируемые работой расширения Аганского грабен-рифта, привели к смещению относительно друг друга Путлунский, Локосовско-Кетовский и Нижневартовский мегаблоки. Вследствие горизонтальных давлений и смятия с северо-востока на юго-запад структуры, находящиеся внутри Вартовского мегаблока, характеризуются субмеридиональными осями складок. Рифтогенные образования? имеют триасовый возраст. Активность этих расширительных процессов имеет проявление и сегодня; Все мегаблоки имеют вытянутую форму, приблизительно одинаковую длину и ширину, а также северо-западную ориентировку.
В основу схематической5 карты- «Фрагмент, структурно-тектонической схемы Среднего Приобья по отражающему горизонту Б» (рис. 3:2) легли материалы- обобщения; сейсмических работ Тлавтюменьгеологии (В;А. Галунский; 1990г.) w материалы дистанционных геолого-геофизических. исследований; На карте выделены Обской палеоокеан; представленный на территории, исследования» тремя? системами грабен-рифтов (Колтогорско-Уренгойским, Западно-Тагринским; Западно-Варьеганским), : мегаблоки, градиентные, зоны,, предположительное связанные: с флексурно-разрывнымш нарушениями, направления горизонтальныхемещений островодужные системы, мегатерассы- мегавалы,. отдельные структуры, оси: антиклинальных и. синклинальных складок и т.д.
Тектонической особенностью палеоокеана является: формирование мощных (крупных).мегавалов субмеридианальной ориентировки. На территории; исследований! они; представлены, следующими мегавалами: Ай-Т-ульским, Варьеганским и Вынгапурским. Первые два имеют кинжально складчатую форму, тогда: как третий - вытянутую изометричную. Такое строение они приобретают из-за. геодинамического горизонтального давления со стороны Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, как основного геодинамического элемента Обского палеоокеана. Є увеличением расстояния на запад от Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта горизонтальное давление уменьшается и, как следствие, уменьшается смятие структур различного порядка.
По современным представлениям основными «котлами» выпаривания углеводородов (УВ) являются переуглубленные сегменты грабен-рифтовых систем. Далее УВ по субвертикальным трансляционным разломным системам мигрируют в выше сформированные ловушки. Эти же системы являются «проводниками» процессов тепло-массопереноса, играющими большую роль в генерации (доставка катализаторов) и миграции УВ.
Обобщение и анализ направлений напряжений и деформаций, зон разуплотнения и трещиноватости основных продуктивных горизонтов с позиций современной геодинамики
Дальнейшая интерпретация заключалась в сборе и анализе всей геолого-промысловой информации: по площади работ (каротажные материалы FHG, результаты- испытания скважин. - интервалы, пласты, дебйты, пластовые давления; температуры, газовый фактор, физико-химические свойства полученной нефти, стратиграфические разбивки; описание керна, уровни ВНК, ГНК, ГВК, эффективные, нефтенасыщенные и; общие толщины (мощности) песчаных пластов и пропластков, параметры,- используемые при подсчете запасови т. д.).
При этом главной задачей» являлось изучение особенностей геологического строения І района а также особенностей нефтегазоносности; на исследуемом и сопредельных участках. Кроме этого, давалась точная привязка участка работ в тектоническом отношении и общая! картина проявления дизъюнктивной тектоники (проверка правильности выделения и ; проецирования \ на дневную поверхность разломов в: виде ДНЗ и, соответственно, систем блоков): Взонах ДНЗна дневнойшоверхности определялись проявления речных систем и как следствие этого, пути; миграции флюидов, а также геохимические, геофизические и др. «краевые» эффекты..
Выявленные в результате реализации данной методики разломы и дизъюнктивные нарушения являются основным и. наиболее важным «рабочим инструментом» для прогнозирования и диагностики1 нефтегазоносности: отложений осадочного чехла в пределах выделяемых тектонических блоков. Завершающим этапом «геологического» графа являлось построение модели изучаемого горизонта или отдельной толщи в разломно-блочном варианте с элементами локальной тектоники и геодинамики.
Согласно технологической схеме, описанной выше, были проведены исследования и интерпретации материалов. В результате структурного дешифрирования аэрокосмоматериалов; анализа данных сейсмических работ и данных бурения, гравитационных и магнитных полей была построена; структурно-тектоническая- карта по кровле пласта IOBj с элементами геодинамики, представляющая разломно-блочную модель строения (рис. 3.11).
Выделено четыре системы дизъюнктивных нарушений: 1) северо-западная - является региональной и контролирующей структуро-формирующие процессы (обозначена на картах красным цветом и нечётными арабскими цифрами); 2) северо-восточная - является региональной, сопряжённой с первой, и таюке контролирует структуро-формирующие процессы (на картах обозначена красным цветом и чётными арабскими цифрами); 3) су бмерид канальная - является локальной, осложняющей и перестраивающей структурный план (на картах обозначена синим цветом); 4) субширотная - является локальной, осложняющей и перестраивающей структурный план, сопряжённой с субмеридианальной системой (на картах обозначена синим цветом). Системы региональных разломов северо-западного и северо-восточного направления (системы 1 и 2) формируют блоки, обозначенные на схеме раз л омно-бл очного строения, продуктивного горизонта ЮВі буквами латинского алфавита (рис. 3.12).
Выявленные тектонические блоки характеризуются практически одинаковыми размерами и сходными северо-западной и северо-восточной ориентировками. Они осложнены локальными дизъюнктивными1 нарушениями меридионального и широтного направления (системы 3 и 4). Зонами разломов являются ослабленные линейные участки между тектоническими блоками. Эти участки представляют зоны трансляции глубинных флюидов.
Ослабленными в тектоническом отношении являются места пересечений региональных разломов. Данный фактор усиливается, если такие места осложнены наличием локальных, структуро-переформировывающих (результат "молодых" тектонических активизаций) дизъюнктивных нарушений меридианального и широтного направлений. Такие пересечения называются «узлами».
На картах разломно-блочной модели строения продуктивного горизонта ЮВі вдоль отдельных региональных разломов проставлены стрелки (красным цветом), которые показывают направления горизонтальных сдвижений и деформаций тектонических блоков относительно друг друга.
В целом, на территории исследования выявлено 38 тектонических блоков, 18 региональных структуро-образующих разломов и семь локальных структуро-переформировывающих дизъюнктивных нарушений (рис. 3.13). Отмечено 2 региональных разлома; вдоль которых выявлены горизонтальные сдвижения тектонических блоков. Территория исследования является сложнопостроенной, разбитой и смятой. В «узлах», т.е. местах пересечения разломов, отмечается-усиление трещиноватости.
Тектонические блоки 9, 10, 11, 12, 13 и 22 находятся в более активной тектонической обстановке. Влияние южного сегмента Западно-Тагринского грабен-рифта с юга на северо-запад создало область сжатия, далее область смятия и привело к образованию системы пластинчато-чешуйчатых надвигов, которые наструктурном плане выражены «цепочками» локальных поднятий.
На основе полученных данных построена карта разломно-блочной модели пласта ЮВь с генерализацией уровней ВНК через 5 метров (рис. 3.14), которая была принята за основную. Анализ других карт уровней. ВНК по пласту ЮВ! (через 2, 5, 8, 10 и 12 м) показал, что оптимальной картой для решения, поставленной геологической задачи являются карты, где шаг изолиний уровней ВНК имеет 5 м.
Рассмотрение и анализ разломно-блочной модели, пласта ЮВі с вышеуказанным уровнем ВНК в северной части месторождения показал, что она находится в относительно спокойной геодинамической обстановке. Это создало предпосылки принять уровень ВНК в северной части месторождения единым (тектонические блоки 27, 31, 34, 35). ВНК в этих блоках практически не изменяется.
Центральная часть месторождения, контролируемая разломами 8-8 и 10-10, характеризуется повышенной, относительно северной части, геодинамической активностью, хотя ВНК изменяется незначительно. Тектонической особенностью здесь является отсутствие колебаний ВНК на западной4 границе месторождения в центральной части. Это указывает на спокойную геодинамическую ситуацию, которая контролируется серией субмеридианальных дизъюнктивных нарушений, связанных с «молодой» активизацией (тектонические блоки 19, 20 и частично 21).
Анализ влияния техногенной трещиноватости на обводнение продукции скважин Тюменского месторождения
По всей видимости, в результате увеличения давления нагнетания и, как следствие, самопроизвольного гидроразрыва, в пласте возникла система техногенных трещин, которая послужила причиной опережающего обводнения добывающих скважин. Это утверждение подтверждают гидродинамические исследования (кривые падения и восстановления давления), приведенные на рис. 4.7 и 4.8.
Проведенные на скважинах 143 и 620 гидродинамические исследования (КПД и КВД) показывают, что призабойная зона в районе скважин представлена системой техногенных трещин.
По графикам четко определяется критическое забойное давление, превышение которого ведет к раскрытию трещин.
Следовательно, превышение критического давления нагнетания на объекте ЮВь ведущее к возникновению техногенных трещин, является главной причиной быстрого обводнения скважин.
Темпы закачки по объекту ЮВь ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств должны быть намного ниже, чем по другим крупным объектам разработки месторождений Нижневартовского свода. При этом главными количественными параметрами оптимального состояния объекта ЮВі должны являться давление нагнетания и приемистость, которые необходимо определять в процессе ГДИ и ОПП и ограничивать максимальное давление закачки на устье и приемистость нагнетательных скважин, что позволит избежать неэффективной прокачки нагнетаемой воды по открытым техногенным трещинам, поддерживать на уровне дебиты жидкости и избежать резкого роста обводненности продукции в добывающих скважинах.
В целом по всем добывающим скважинам, работавшим на пласте ЮВЬ высокообводненными являются 79 (59%) скважин, из которых 71 (53%) -обводнилась за счет влияния нагнетательных скважин. На дату анализа (1.12.2007г.) в работе находятся 16 (12%) высокообводненных скважин, 15(11%) из них обводнились за счет влияния ППД. В бездействии находятся 28 (21%) высокообводненных скважин, 24 (18%) из которых обводнились нагнетаемой водой. 35 (26%) высокообводненных скважин были переведены на другие пласты, из них 32 (24%) скважины обводнились за счет влияния нагнетательных скважин.
Всего в фонде находилось 33 нагнетательные скважины, которые обводнили добывающие скважины (рис. 4.9).
Перед рассмотрением этой причины обводнения скважин необходимо выделить группу условий, невыполнение которых затрудняет последовательный. анализ причин обводнения и ведет к быстрому обводнению продукции.
Значительная доля запасов нефти пласта IOB! подстилается подошвенной водой. Более 70% всей площади залежей объекта ЮВ занимает водонефтяная зона. В настоящее время в связи с продолжительным воздействием системы поддержания пластового давления большая часть площади ЧНЗ охвачена-заводнением ифактически трансформировалась в ВНЗ.
Материалы ПГИ свидетельствуют, что основным1 нарушением технического состояния скважин является нецелостность цементного камня, приводящая-к перетокам закачиваемой воды по заколонному пространству в, интервалы других, пластов и негерметичность эксплуатационных колонн. Это создает дополнительные трудности и приводит к нарушению проектируемой системы разработки месторождения.
В этих условиях успешность эксплуатации скважин в значительной. степени определяется технологией крепления. Фактически, по данным исследований АКЦ, в 38% добывающих скважин на объекте сцепление цементного камня с колонной характеризуется как плохое, что приводит к перетокам воды из нижних водонасыщенных интервалов.
Для эффективного осуществления заводнения в пласте ЮВі важно минимизировать перетоки за счет изоляции пластов путем ликвидации заколонных перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн.
Очень важным при проведении работ, связанных со вскрытием пласта, является сохранение качественного разобщения нефтеиасыщенных и водонасыщенных пропластков. Поэтому, согласно последнему проектному документу, считалось целесообразным при вскрытии и освоении скважин применять гидропескоструйную перфорацию, и как исключение, перфоратор ПК-103. Фактически на объекте в большинстве случаев (в 43% добывающих скважин) при вскрытии использовался перфоратор ПКС-80, обладающий значительной разрушительной силой. Применение этого типа перфоратора привело к разрушению цементного камня и, как следствие, к перетоку воды из водонасыщенных интервалов.
Таким образом, наличие в настоящий момент на объекте ЮВ] большого количества высокообводнённых скважин чаще всего обусловлено нарушением проектной технологии крепления и несоответствием технологии вторичного вскрытия особенностям геологического строения и структуры ВНЗ объекта.
Техногенная трещиноватость может создаваться вокруг добывающих скважин вследствие снижения давления при форсированных отборах жидкости. Ретроспективный анализ изменения пластового давления на объектах разработки Нижневартовского свода в связи с оценкой фактора влияния техногенной трещиноватости позволил сделать следующие выводы [3]: 1. Зоны пониженного пластового давления являются наиболее благоприятными для формирования дилатантной трещиноватости. 2. В зонах пониженного пластового давления (зонах разуплотнения горных пород) форсированные отборы жидкости еще более увеличивают депрессию на пласт, что ведет к образованию дилатантной трещиноватости, выражающийся в возникновении дилатантных трещин. В результате наличия этих условий можно предположить образование единой системы техногенных и дилатантных трещин в пласте ЮВі Тюменского месторождения.
