Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Исследование проблемы создания и ведения постоянно действующей геологической модели разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения .
Глава 2. Общие сведения о геологическом строении Оренбургского месторождения
2.1. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика 22
2.2. Структурно-тектонические особенности разреза 26
2.3. Характеристика продуктивного разреза
Глава 3. Классификация коллекторов продуктивного разреза Оренбургского месторождения по структуре порового пространства и ФЕС .
3.1. Исследование возможностей проведения классификации пластов по ФЕС.
3.2. Результаты применения классификации коллекторов по структуре порового пространства и ФЕС при геологическом моделировании .
Глава 4. Анализ текущего состояния разработки центральной части Оренбургского месторождения и предложения по корректировке геологической модели .
4.1. Особенности контроля за разработкой Оренбургского месторождения.
4.2. Исследование проблемы обводнения Оренбургского месторождения .
4.3. Изучение обводненности продуктивных пород геофизическими методами
Глава 5. Совершенствование геологической модели Оренбургского месторождения по результатам геолого-геофизического мониторинга разработки .
Основные выводы и рекомендации. 98
Список использованных источников
- Структурно-тектонические особенности разреза
- Результаты применения классификации коллекторов по структуре порового пространства и ФЕС при геологическом моделировании
- Исследование проблемы обводнения Оренбургского месторождения
- Изучение обводненности продуктивных пород геофизическими методами
Введение к работе
Актуальность темы
Многие крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения России вступили, либо в ближайшее время вступят, в период падающей добычи углеводородного сырья. В связи с этим особенно важно изучение возможности вовлечения в промышленную разработку пластов с пониженными фильтрационными свойствами, а также пластов, из которых газ отобран не полностью.
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение еще в течение длительного времени будет одним из основных объектов добычи углеводородного сырья в европейской части России. Вместе с тем, здесь наблюдаются негативные явления, связанные с прогрессирующим обводнением продуктивных пластов, образованием зон с различными давлениями в отдельных пластах и пачках, формированием участков с защемленным газом между обводненными пластами. В связи с этим для повышения эффективности разработки Оренбургского нефтегазокон-денсатного месторождения необходимо дополнительное бурение скважин в т.ч. и горизонтальных, перевод работы скважин, эксплуатирующих уже обводнившиеся основные объекты, на незатронутые обводнением продуктивные вышележащие горизонты, проведение работ по изоляции интервалов поступления пластовой воды, ввод в разработку пластов с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
Проведение таких работ обуславливает необходимость уточнения геологической модели Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, для чего требуется проведение систематизации и научного анализа обширной геологической, геофизической, геохимической, промысловой и другой информации, накопленной в процессе разработки. Этим и определяется актуальность темы диссертации.
Цель работы
Создание уточненной геологической модели Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, по результатам геолого-геофизического мониторинга разработки для повышения ее эффективности на этапе падающей добычи углеводородов.
Основные задачи исследований
-
Изучить проблему создания и ведения геологической части постояннодействующей модели разработки Оренбургского месторождения. [
-
Изучить возможности использования компьютерных средств при построении и ведении геологических моделей углеводородных месторождений.
-
Провести типизацию коллекторов среднекаменноугольно-артинского возраста Оренбургского месторождения по структуре порового пространства и фильтрационно-емкостным свойствам.
-
Усовершенствовать геологическую модель отложений среднекаменноугольно-артинского возраста центральной части Оренбургского месторождения с учетом его современного состояния по результатам геолого-геофизического мониторинга разработки и с использованием современных компьютерных технологий. {
Научная новизна:
Автором проведена типизация пород-коллекторов среднекаменно-угольно-артинского возраста по структуре порового пространства и ФЕС. При проведении этой работы были использованы данные по более чем 1250 скважинам, в которых была накоплена геолого-геофизическая информация за все годы поисков, разведки и эксплуатации месторождения.
Установлены закономерности распространения коллекторов среднекаменноугольно-артинского возраста и особенности изменения фильтрационных свойств пород в плане и разрезе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Оценена геологическая неоднородность продуктивного разреза, обуславливающая процессы фильтрации флюидов. Уточнены петрофизические зависимости между емкостными и фильтрационными свойствами по отдельным пачкам и районам Оренбургского месторождения.
На основе использования данных мониторинга разработки месторождения и дифференциации разреза продуктивной толщи выделены участки распространения коллекторов с повышенными фильтрационными свойствами, в наибольшей степени разрабатываемых к настоящему времени и тем самым подверженных наиболее быстрому обводнению.
Защищаемые положения
-
Научно обоснованная типизация пород-коллекторов среднекаменно-угольно-артинского возраста по структуре порового пространства и ФЕС.
-
Уточненные по результатам эксплуатации и геолого-геофизического мониторинга модели Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения:
геологическая (по всему месторождению);
геолого-промысловая (для основного объекта разработки центральной части);
геолого-геофизическая (для обводненной центральной части).
Практическая значимость и реализация результатов работы
В результате дифференциации разреза по структуре порового пространства и ФЕС созданы каталоги коллекторов по всему фонду скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Проведено распределение запасов газа Оренбургского месторождения в зависимости от типа коллекторов.
Разработаны рекомендации, по оптимизации процессов эксплуатации месторождения и усовершенствованию системы контроля за эксплуатацией газовых залежей.
Полученные автором результаты использовались при пересчете запасов углеводородов ассельской нефтяной залежи Оренбургского месторождения, утвержденных в ГКЗ в 2004 г. и при построении уточненной цифровой геологической модели отложений среднекаменноугольно-артинского возраста Оренбургского месторождения.
Фактический материал и личный вклад автора
В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором либо с его непосредственным участием в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» за период с 2000 по 2005 гг.
Автор являлся исполнителем научно - исследовательских работ по обработке и интерпретации данных ГИС при создании цифровой модели Оренбургского месторождения. Основой диссертации являются материалы исследований, выполненные автором при решении проблемы эксплуатации Оренбургского месторождения с использованием фондовых и литературных источников, а также материалов авторского надзора за разработкой. Автором составлены разделы в трех научно-исследовательских отчетах по тематике диссертации и выполнен основной объем работ при «Уточнении геолого-промысловой модели Оренбургского месторождения в рамках «Уточненного комплексного проекта доразработки Оренбургского месторождения».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на
Международных конференциях: «Губкинские чтения», РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина, Москва 2004 г; «Современные проблемы промысловой
геофизики», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2005 г., «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». МГУ, Москва, 2005 г. «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения», КГУ, Казань, 2005 г.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы. В работе содержится 111 стр. текста, 28 рисунков, 3 таблицы. Список литературы состоит из 74 наименований.
Публикации
Структурно-тектонические особенности разреза
Открытое в 1966 году Оренбургское месторождение до настоящего времени является основным источником сырья Оренбургского газохимического комплекса. Промышленная разработка основной газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения ведется с 1974 года. Ввод основной залежи в эксплуатацию проводился поэтапно. Сначала разрабатывалась центральная сводовая часть месторождения, затем западная и восточная. Максимальная добыча газа составила около 50 млрд.куб.м и- была достигнута в 1981 году. С 1990 года основная залежь Оренбургского месторождения разрабатывается в режиме падающей добычи. [1]
На современном этапе эксплуатации основной залежи разработка характеризуется такими негативными явлениями, как прогрессирующее обводнение скважин, снижение пластового давления до величины, недостаточной для выноса жидкости из ствола скважин.
Планомерное изучение геологии Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения началось в конце 60-х — начале 70-х годов бурением параметрических и поисково-разведочных скважин с достаточно представительным отбором керна и изучением его литологических, петрофизических свойств, а также палеонтологическими исследованиями. Сопровождающие бурение промысловые геофизические исследования дали возможность не только охарактеризовать коллекторские свойства вскрываемого разреза, но и выделить на кривых каротажа основные реперы, фиксирующие изменение литологии и петрофизических свойств, а также позволяющие осуществлять стратиграфическую привязку отложений при корреляции по геофизическим данным. В дальнейшем уточнением геологического строения месторождения и коллекторских свойств продуктивной толщи занимались коллективы тематических партий различных институтов и производственных предприятий [Шпильман И.А., Рябов В.Н., Басин Я.И., Мельникова Н.А, Ханин А.А., Макаров Г.В., Семенова И.С., Белокрылова Т.Г, Юльметов Ш.Ф. и др.].
Большой вклад в построение геологической модели, интерпретацию каротажных данных, обоснование фильтрационно-емкостных свойств пород, подсчетных параметров в течение 30 лет внесли Багринцева К.И., Баженов А.Е., Баишев В.З, Басин Я.И., Белокрылова Т.Г, Берман А.И, Боярчук А.Ф., Вареничева Н.И., Веселов М.Ф., Гантанова М. М., Головацкая И.В., Гутман И.С, Деркач А.С. , Деркач Е. В., Кан В.Е, Кан Е.К., Карнаухов СМ., Кирсанов-М.В., Корценштейн В.Н., Кутеев Ю.М., Ларская Е.С., Лунев В.Г., Макаров Г.В., Максимов СП., Марков В.А., Мельникова Н.А., Опришко А. А., Пантелеев Г.Ф., Петерсилье В.И., Политыкина М.А., Пригодич В.М., Ручкин А.В., Рябов В.Н., Савинков А.В., Севастьянов О.М., Семенова И.С, Струков А.С, Участкин Ю.В., Фоменко В.Г., Ханин А.А., Хаханова И.Н., Чурикова В.Н., Шпильман И.А., Шулаев В.Ф., Эйдман И.Е., Юльметов Ш.Ф., Яценко Г.Г. и другие. [4-6,811,16,19,28-33]
Результаты построения геологической модели в разное время отражены в отчетах по подсчету запасов 1971, 1974, 1979, 1981, 1995гг. Геологические модели отличались друг от друга по мере появления дополнительных геолого-геофизических и промысловых данных.
Геологическая модель Оренбургского газоконденсатного месторождения 1971,1974, годов представляла собой единую массивную газаокноденсатную залежь с двумя нефтяными оторочками (среднекаменноугольной и филипповской). В 1981 году выделены нефтяные залежи в восточной части Оренбургского месторождения.
Наиболее значительные изменения в сравнении с 1981 годом претерпела нефтегазоносность восточной части месторождения, что позволило создать принципиально новую модель нефтегазоносных пластов.
В разрезе месторождения в общей сложности насчитывается 21 залежь. В западной и центральной частях выделены четыре газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками, в восточной части месторождения - 7 нефтяных залежей в артинском, 2 залежи в сакмарском и 1 залежь в ассельском ярусах. Кроме того, выявлено- 6 небольших газоконденсатных залежей в среднем карбоне и одна залежь в отложениях верхнефилипповского надгоризонта на востоке. [61]
Генеральный пересчет запасов 1995г., имеет следующие отличия .-относительно 1981г.: - разработана новая геолого-промысловая модель; ОНГКМ представлено многопластовым многозалежным карбонатным массивом слоистого строения; - каждый подсчетный объект имеет свои подсчетные параметры; - по комплексу ГИС и керна выделены три типа коллекторов: поровый, трещинно-поровый, трещинный; - для нефтяных оторочек восточного участка уточнена геологическая модель (относительно подсчета 1992г); - пересчет запасов выполнен с учетом материалов, полученных в результате доразведки 1984-1995 гг. Коллекторы трещинно-порового и трещинного типов выделялись только в газонасыщенной части разреза основной залежи. Кп и Кнг для западной и центральной части месторождения принимались, как и в генеральном подсчете 1981г. по керну.
Общий газонасыщенный объем по поровым и порово-трещинным типам коллекторам, подсчитанный в 1995г, на 6716.33 млн. м3 превышает газонасыщенный объем поровых коллекторов 1981г.
Газонасыщенный объем трещинных коллекторов уменьшился на порядок - от 142.18 млрд. м , т.к. в подсчете 1995г трещинный коллектор выделялся по комплексу признаков, а в подсчете 1981г. трещинному типу был отнесен весь объем карбонатного массива за вычетом объема поровых коллекторов.
В подсчете запасов 1994-1995 г геологическая модель построена по 300 скважинам, равномерно расположенным на месторождении. В период с 1995г по 2004 построены модели нефтяных залежей и оторочек (филипповского горизонта, среднекаменноугольной залежи, ассельской залежи и нефтяных оторочек восточного участка Оренбургского месторождения).
Модели массивных залежей с усредненными параметрами, по которым проводился подсчет запасов, не могли служить основой -для гидродинамических моделей, так как не отражали характерную для месторождения значительную анизотропию разреза. Период падающей добычи сопровождается неравномерной отработкой пластов как по площади, так по разрезу и продолжающимся обводнением пластов.
Одной из главных задач современного этапа разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения стали дифференциация разреза по физико-коллекторским свойствам и детализация модели. Развитие цифровых систем позволило уточнить и перестроить геологическую модель, на основе которой будет создана гидродинамическая модель, отвечающая современным требованиям разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
За годы эксплуатации месторождения получена обширная информация по истории разработки, включающая историю конструкции скважин, мероприятия на скважинах, историю добычи по каждому флюиду, динамику замеров давлений.
Результаты применения классификации коллекторов по структуре порового пространства и ФЕС при геологическом моделировании
Пласты имеющие рк выше предельно допустимой величины ( 200-250 Омм) относились к низ ко проницаемым коллекторам.
На рисунке 6 приведены результаты интерпретации с определением порового пространства комплекса ГИС по скважине 6016 Оренбургского месторождения, находящейся в сводовой части.
По величине проницаемости породы- коллекторы разделены на три группы: поровые (Кпр 0,05-10"15 м2), поровые низкопроницаемые (Кпр 0,05-10" м) и поровые высокопроницаемые (Кпр 0,1-10 м). Проницаемые и высокопроницаемые породы легко выделяются по данным ГИС, по промыслово-геофизическим признакам (БМК-БК). Для низкопроницаемых пород признаки проникновения в пласт по данным микрометодов отсутствуют. Породы выделяются по косвенному признаку Кпгр= 6%.
Дополнительные трудности выделения коллекторов в разрезе связаны с наличием примесей гипса, битума, доломита и глинистости. Их влияние на методы ГИС сопоставимо с влиянием пористости и литологии.
. Наличие гипса в породах приводит к ухудшению проницаемости пород и завышению пористости, определяемой по НТК. В связи с этим в разрезах ошибочно выделяются пласты с пористостью по НТК 25-28 % без прямых геофизических признаков коллектора (приращение кривых "кавернометрии, снижение показаний БК и БМК и т.д.). Отсутствие в .комплексе ГИС новых методов, позволяющих учесть влияние гипса (например-СГК) вынуждает интерпретаторов условно интерпретировать такие породы.
Порово-трещинный тип коллектора по данным ГИС характеризуется пористостью от 3% до 5,9% , показаниями БК менее 500 Омм, и наличием проникновения на кривых МК и БМК-БК. Продуктивность данных коллекторов подтверждена методами ГИС- контроль (дебитометрия, ИННК)
Геофизическая характеристика продуктивного разреза, вскрытого скважиной №6016 на Оренбургском месторождении с результатами определения структуры порового пространства. Пласты с пористостью по ГИС 3%, показания рк БК менее 800 Омм, и увеличенным диаметром скважины относительно номинального, считались трещинными коллекторами. Низкопористые породы по данным ГИС- контроль (термометрии) характеризуются как газоотдающие в скважинах 178,161,810 и др.
Непроницаемые породы в разрезе имеют пористость по ГИС от 1 до 5,9% и очень высокие значения кажущихся сопротивлений.[37].
Коллекторы, слагающие продуктивный разрез, характеризуются сложным строением, поскольку поровое пространство формируется из пор, каверн и трещин. Привязка типов коллекторов к керну показала, что они характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
На основе унифицированной схемы 1981 года в продуктивном разрезе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения было выделено 35 пластов, толщина которых варьирует от 0,5 до 30м. [59,60]. Не все выделяемые пласты имеют четко выраженные характеристики, границы проведены с учетом литологических признаков - смены литологии, наличия глинистости и битумов, либо по изменению плотностной характеристики. В связи со значительной изменчивостью карбонатного разреза были выделены и прослежены 24 пачки.
Объединенные ПаЧКИ 11+2 Дз+4 , І5+6 , Hi+2 , П3+4, ІІ5+6+7+8,, R-2+3+4, Ш,1+2+3 И
пласты RM, Rb2 Я2Л , R2.2 ,Ш4, Ш5, Ш6, Ш7, 1П8, П19, Ш10, Ш„ , Ш12, 1И13, ІІІ14 Ш15 , ВЫДеЛеНЫ ОТДеЛЬНО. Сопоставление разрезов позволило установить определенные закономерности. В артинском ярусе толщины отложений закономерно увеличиваются в восточном направлении; в сакмарском ярусе увеличение толщин происходит в северном и восточном направлениях; в ассельском ярусе увеличение толщин во многом зависит от строения пластов ІІ6 и R2.i (рисунок 7). Ca MB» Св.12111 Свйй Св. ИЗ? Св. 213 Свій) (к ЯМ СкМ Св. ЯП СаШ Св. Ир Co.Mli СвШі Св.51» Св. Рисунок 7 . Схема корреляции продуктивных отложений по линии скважин 15020, 14038, 12011, 2026, 323Р, 2028, 185D, 7036, 7015, 9037, 10061, 64р, 501н, 566н, 516н, 9р. Анализ физико-коллекторских свойств пород Оренбургского месторождения выполнялся во ВНИГНИ. [29]. Породы продуктивной толщи характеризуются значительной неоднородностью. Пористость коллекторов по керну варьирует от 6 до 23 %, составляя, в среднем, 10%. Более 50 % образцов характеризуется значениями от 8 до 12%. Абсолютная проницаемость коллекторов изменяется от 0.01 до 100x10" мкм и более. Большая часть образцов характеризуется проницаемостью 1-10 х10" мкм. Тесной корреляции между пористостью и проницаемостью не наблюдается. При построении цифровых геологических моделей объектов разработки используется пористость, определенная по данным ГИС. Это связано с тем, что пористость, определенная по керну, не характеризует в полном объеме разрез из-за небольшого и неравномерного отбора керна. Вследствие неполноты выполнения ГИС, не учета всех параметров, влияющих на ГИС при определении пористости, пористость по ГИС и керну может отличаться в интервалах, где породы сильно изменены ; постседиментационными процессами: доломитизацией, загипсованностью, і битуминизацией, растворением, выщелачиванием и трещинообразованием.
Расхождения в значениях пористости, определенной по. ГИС и керну, наблюдаются, главным образом, в верхней части разреза артинского яруса и кровельной части ассельского яруса. Пористость, рассчитанная по ГИС в артинском ярусе, в отдельных интервалах значительно завышена из-за неучтения при интерпретации влияния гипса и битума. В верхней части ассельского яруса отмечается занижение пористости по ГИС из-за неучета влияния защемленного газа.
Исследование проблемы обводнения Оренбургского месторождения
Проведен анализ распределения запасов газа по типам коллекторов в различных эксплуатационных объектах и по участкам УКПГ. Установлены определенные закономерности в распределении запасов (рисунок 11) .
Так, по I объекту отмечается довольно четкая тенденция в распределении запасов газа по площади месторождения. В коллекторах западного блока месторождения порядка 70 % запасов сосредоточено в поровых коллекторах, с наиболее емкой и проницаемой матрицей. В равных количествах, около 15 %, газа содержится в коллекторах порово трещинных и поровых низкопроницаемых. В центральной же части структуры доля запасов газа в поровых коллекторах существенно снижается. Особенно это заметно в южной половине центрального блока — район УКПГ-6 и 8. Возрастает доля запасов газа в коллекторах порово трещинных и поровых низкопроницаемых. При этом следует отметить возросшую роль трещинных коллекторов на юге структуры, что и определяет характер обводнения на месторождении. Увеличение роли запасов газа поровых низкопроницаемых коллекторов в артинско сакмарском разрезе центрального блока объясняется широким развитием здесь постседиментационных процессов, таких как сульфатизация (огипсование) и битуминизация. На восточном окончании центрального блока - район УКПГ-9 и части УКПГ-10 (до разлома, разделяющего центральный и восточный блоки) в поровых коллекторах содержится лишь половина запасов газа; существенная часть запасов приурочена к порово-трещинным коллекторам. -24 13.2
Распределение запасов газа Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения по типам коллекторов, объектам, зонам УКПГ. Второй объект характеризуется большим по сравнению с первым объектом вкладом поровых коллекторов. В разрезах западного блока (район УКПГ- 15, 14, 12) и участка УКПГ-1 в поровых коллекторах находится более 70% запасов. Для южных и восточных разрезов второго объекта, так же, как и в первом объекте, заметна роль трещинных коллекторов. В районе УКПГ-8, 9 и 10 запасы газа в порово-трещинных коллекторах соизмеримы с запасами в поровых коллекторах, что говорит о существенном развитии порово-трещинных коллекторов в разрезе второго объекта. Необходимо отметить низкое содержание низкопроницаемых коллекторов по сравнению с вышележащим объектом.
Распределение запасов газа в разрезе третьего (каменноугольного) объекта определяется, как положением на структуре, так и полнотой разреза. В сводовых участках разрез наиболее полный в газовом интервале, здесь запасы газа в поровых коллекторах составляют порядка 60 %, однако и в порово-трещинных коллекторах сосредоточено около 25 % запасов. Меньшее содержание поровых коллекторов в разрезах погруженных участков связано с тем, что верхние пласты третьего объекта содержат мало коллекторов порового типа. Отмечена высокая доля порово-трещинных коллекторов в разрезах участка УКПГ-3. Особенности распространения порово-трещинных коллекторов в нижнем объекте, близком к водонефтяному контакту, по-видимому, во многом определяют характер обводнения.
Анализ, проведенный выше, дает представление о характере распределения типов коллекторов и сосредоточенных в них запасах газа в целом по объектам эксплуатации. Интересно проанализировать приуроченность тех или иных запасов к конкретным слоям.
Выявляются довольно четкие различия в распределении запасов газа по пачкам внутри каждого эксплуатационного объекта. Так, для первого объекта западной части месторождения наиболее «активные» запасы газа сосредоточены в основном в средней части разреза в пачках 15+16 и R\j, в то время как для центрального блока запасы поровых коллекторов сосредоточены, главным образом, в верхних пачках. Особенно это заметно для восточных разрезов. Незначительные запасы газа нижних пластов приурочены главным образом к порово-трещинным коллекторам. Для западных разрезов центрального блока (район УКПГ-2) отмечается возрастание доли запасов газа в низкопроницаемых коллекторах. Это связано с развитием в этой части месторождения интенсивной сульфатизации (огипсования) и битуминизации.
Во втором эксплуатационном объекте во всех частях месторождения выделяется объединенная пачка П5.8 ассельского яруса. В этой пачке преобладают коллекторы порового типа, при этом в западной половине и сводовой части центрального блока, большая часть из них характеризуется улучшенными фильтрационными свойствами. Следствием этого стала их первоочередная отработка и последующее площадное обводнение.
Сопоставление подсчитанных геологических запасов с дренируемыми и накопленными запасами позволит установить характер отработки разреза, «качество» остаточных запасов. В то же время, как следует из вышесказанного, матричная проницаемость коллекторов изменяется по площади не только по объектам, но даже по пачкам внутри объекта. В связи с этим при анализе «качества» остаточных запасов необходимо обязательно учитывать их фильтрационные свойства. [1,3 9].
Изучение обводненности продуктивных пород геофизическими методами
Первое обводнение Оренбургского месторождения было зафиксировано в августе 1974 г. в скважине № 174, расположенной на УКПГ-6. С тех пор и до настоящего времени продолжают обводняться все новые и новые эксплуатационные скважины, работающие на этом месторождении.
Вопросы, связанные с обводнением залежи и эксплуатационных скважин, выяснение источника и механизма обводнения являются ключевыми для геологов и разработчиков.
Имеется несколько точек зрения о процессе обводнения месторождения. Избирательное поступление воды в залежь связывается с коллекторами, имеющими улучшенные фильтрационные свойства, которые отрабатываются опережающими темпами. Водопроявления имеют очаговый характер в результате внедрения подошвенных вод по тектоническим нарушениям (системам субвертикальных трещин). Это, по-видимому, связано с продвижением подошвенных вод снизу по проводящим трещинам и подъемом газо-водяного контакта (ГВК). По мнению автора наиболее реальной является точка зрения предполагающая на одних участках месторождения подтягивание подстилающих вод, а на других - продвижение воды по напластованию.[ 43,64,69]
Сложность проблемы, с одной стороны, состоит в недостатке геологической информации о строении газоконденсатной залежи, а с другой - в трудностях технического характера. Все скважины Оренбургского месторождения оборудованы пакерами. В большинстве случаев «хвостовик» опущен почти до забоя скважины. Вследствие этого возможность проведения геофизических исследований в необходимом и полном объеме резко уменьшается, а выделение водо-проявляющих пластов и изучение механизма их обводнения по данным «ГИС-контроля» становится трудноразрешимой задачей. Несмотря на то, что месторождение находится на стадии падающей добычи с интенсивным обводнением скважин, вопрос исследования процесса обводнения залежи не потерял своей актуальности, т.к. опыт эксплуатации этого месторождения будет востребован при разработке других газоконденсатных месторождений, находящихся в аналогичных геолого-технических условиях.
На Оренбургском месторождении имеется несколько локальных участков, на которых газоотдача и водопроявления скважин необъяснимы с позиций пластового строения месторождения. По данным ГИС в разрезах этих скважинах - «феноменов» (скважины 185, 183, 105, 106, 121 и др.) коллекторов с большой эффективной толщиной нет, однако они уже длительное время работают газом с огромными дебитами. Забои этих скважин находятся на высоких отметках (на 150-200 и более) выше газожидкостных контактов. При этом они катастрофически быстро обводняются.
Температура поступающего газа в этих скважинах на 3-4 градуса выше естественной в пласте. Это возможно лишь при поступлении газа из нижних горизонтов по трещинам. [6]
Приуроченность скважин к сводовой части структур, удаленность их забоев от контура газоносности и ВНК, свидетельствуют о наличии для каждой из скважин своей зоны питания. Можно предположить, что проникновение пластовых вод в каждую из вышеперечисленных скважин шло по фильтрационным путям снизу. На рисунке 14 показана принципиальна схема процесса обводнения продуктивного разреза.
Интенсивное обводнение центральной части месторождения связано так же и с технологическими причинами. 185D Іб-Июль-1985 13-Окг-1980 Дата окончания бурения. 2036 19-Аяр-1985 Условные обозначения: Насыщение пород по данным ГИС-бурения скважины 1 ВМС. Газонасыщенные породы Газонасыщенные породы с прнсутсвием воды. Водонасыщеные породы с остаточным газом. ] Нефтенасышенные породы с присутствием нефти. ] Водонасышенные породы і&ч Зона трещиновзтостн по данным бурения ГВК (наличие воды в пластах по данным ГИС-контроль).
Принципиальная схема обводнения продуктивного разреза Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения Зоны трещиноватости стали каналами внедрения подошвенных вод в газовую часть залежи, а отрабатывающиеся опережающими темпами коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами - путями площадного обводнения при несвоевременном проведении мероприятий по ограничению водопритока в обводнившихся скважинах. Стволы этих скважин стали каналами продвижения воды с забоев к вышележащим, наиболее выработанным коллекторам и способствовали ускоренному обводнению отдельных участков залежи.
