Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ различных методов подсчета остаточных запасов на завершающей стадии эксплуатации месторождений, выбор направления исследований и объекта изучения 10
1.1 Анализ различных методов подсчета остаточных запасов 10
1.2 Выбор направления исследований 17
1.3 Выбор объектов изучения 22
1.4 Краткое состояние разработки объектов исследования 34
Глава 2 Исследование влияния степени неоднородности порового пространства и геологических факторов на формирование начальных и остаточных запасов с точки зрения структурного подхода 40
2.1 Исследование влияния структуры порового пространства на ФЕС терригенных коллекторов 40
2.2 Исследование влияния степени неоднородности продуктивных пачек девонских отложений на их ФЕС и формирование остаточных запасов
2.2.1 Изучение влияния геолого-физических факторов на формирование начальных запасов в терригенных коллекторах девонских отложений 60
2.2.2 Изучение влияния геолого-физических и промысловых факторов на формирование остаточных запасов в терригенных коллекторах девонских отложений 64
2.3 Влияние средневзвешенных коллекторских свойств на распределение начальных и остаточных запасов в пределах пласта ДІ 77
Глава 3 Исследование влияния геологических факторов и геодинамических процессов на механизм формирования и выработки остаточных запасов нефти 94
3.1 Исследование влияния геологической неоднородности на зональное распределение остаточных запасов 94
3.2 Влияние геодинамических процессов на выработку запасов нефти 105
Глава 4 Разработка методики оценки плотности текущих и прогноза плотности остаточных запасов нефти 116
Глава 5 Анализ эффективности применения вибро-сейсмических, виброударных и дилатационно-волновых технологий на процесс извлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов из терригенных коллекторов девонских отложений 130
5.1 Результаты анализа применения ВСВ на Ромашкинском месторождении 136
5.2 Результаты анализа применения ВСВ на Туймазинском месторождении 139
Заключение 152
Список использованных источников 153
- Выбор объектов изучения
- Изучение влияния геолого-физических факторов на формирование начальных запасов в терригенных коллекторах девонских отложений
- Влияние геодинамических процессов на выработку запасов нефти
- Результаты анализа применения ВСВ на Туймазинском месторождении
Введение к работе
Актуальность проблемы
Значительная часть нефтяных месторождений России находится на поздней стадии эксплуатации, которая характеризуется не только значительным ростом обводненности продукции и неуклонным падением продуктивности скважин, но также фактической утратой геофизического и промыслового контроля за разработкой, отсутствием достоверной информации о зональном и послойном положении и конфигурации нефте- и водонасыщенных полей в пределах продуктивных коллекторов
Интенсивная эксплуатация большинства нефтегазовых месторождений, особенно на поздней стадии разработки, когда стали широко применяться различіпае третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), привела к необратимому перераспределению и реструктуризации запасов, когда доля трудноизвлекаемых существенно возросла и достигла на большинстве месторождений 70 — 80 % от величины остаточных запасов.
Совершенно очевидно, что решение проблемы извлечения остаточных запасов невозможно без привлечения современных, наукоемких, информационных технологий, оперирующих геологическими, промысловыми, петрофизическими и геофизическими информационными пространствами с широким привлечением приемов обработки на основе многофакторного корреляционного и регрессионного анализов
Совершенствование методов подсчета остаточных запасов является весьма актуальным вопросом на современном этапе развития нефтедобывающей промышленности От точности оценок и знания характера распределения остаточных запасов в значительной степени зависят стратегия извлечения запасов и эффективность использования капитальных вложений на обустройство и доразработку месторождений. В основном все существующие методики оценки остаточных запасов основаны на определении либо текущей нефтенасыщенности, либо остаточных запасов по характеристикам вытеснения,
и практически ни в одной методике не учитывается влияние геологической неоднородности на выработку запасов, особенно на многопластовых, сильно расчлененных объектах Многопластовость, как и изменчивость свойств (неоднородность), оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов нефти Экономические показатели разработки месторождений очень часто оказываются на грани рентабельных, поскольку не учитывается негативное влияние фактора многопластовости на длительно эксплуатирующихся объектах Необходимым условием для контроля за выработкой запасов месторождений является контроль за текущей нефтенасыщенностыо Однако использование даже современных дорогостоящих геофизических методов за контролем не всегда позволяет точно оценить текущую нефтенасыщенность. В этой связи применение компьютерного моделирования и обработки данных с помощью корреляционного анализа позволяет в условиях недостатка и противоречивости информации выявить факторы, оказывающие влияние на выработку запасов нефти из пласта и разработать мероприятия по их доизвлечению
Цель работы: разработка научно обоснованной методики оценки распределения и величины плотности остаточных (в том числе трудноизвлекаемых) запасов на нефтяных месторождениях в условиях поздней стадии их эксплуатации с учетом горно-геологических условий неоднородных, преимущественно терригенных пластов
Основные задачи исследовании
Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:
1) анализ различных методов подсчета остаточных запасов нефти (в тч трудноизвлекаемых, приуроченных к сложнопостроенпым, сильно расчлененным, многопластовым объектам) в условиях неоднородных по геологическому строению терригенных коллекторов на завершающей стадии эксплуатации месторождений и обоснование методики исследования,
направленной на увеличение эффективности доизвлечения остаточных запасов путем совершенствования системы разработки месторождений, находящихся на поздней стадии,
-
теоретические и экспериментальные исследования закономерностей поведения ФЕС многопластовых терригенных отложений на основе применения многофакторного корреляционного анализа;
-
теоретические и экспериментальные исследования зависимости зонального и послойного распределения остаточных (в т ч трудноизвлекаемых) запасов нефти от степени неоднородности терригенных коллекторов,
-
теоретические и практические исследования по созданию эффективной методики оценки распределения остаточных (в том числе трудноизвлекаемых) запасов нефти в неоднородных сложнопостроенных терригенных коллекторах;
-
промышленная апробация разработанной методики оценки величины и распределения плотности остаточных запасов нефти (в том числе трудноизвлекаемых) применительно к области слияния Восточно-Лениногорской, Холмовской, Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения, а также XII блока Туймазинского месторождения с целью совершенствования систем их разработки па основе полученных результатов,
-
разработка рекомендаций по обоснованному выбору МУН для повышения коэффициента извлечения нефти трудноизвлекаемых запасов
Методы решения поставленных задач
При анализе результатов промышленно освоенных и применяемых на терригенных коллекторах девонских отложений способов подсчета начальных и остаточных запасов нефти использованы методы многофакторного корреляционного, статистического и регрессионного анализа с применением современных компьютерных программ для геологического и гидродинамического моделирования
Теоретические исследования и экспериментальное обоснование новой методики оценки распределения остаточных запасов (в том числе трудноизвлекаемых) для условий терригенных коллекторов девонских отложений проведены на базе конкретных геологических, промысловых и геофизических данных, а также на основании анализа литературных источников
Анализ и обобщение геолого-промыслового материала проведены с использованием высокоточного оборудования с привлечением современных информационных технологий, компьютерной техники и профаммных продуктов СИГМА (НПФ «Сигма») и SPSS 12, а также двух профамм, разработанных с участием автора диссертации «Интерпретатор» и «Площадь» (ОФ УГНТУ)
Расчет технологического и экономического эффекта от применения разработанных мероприятий по увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН) произведен по методике, утвержденной в НГДУ «Туймазанефть».
Научная новизна
-
Установлена корреляционная связь между параметрами геологической неоднородности терригенных коллекторов девонских отложений и плотностью остаточных (в том числе трудноизвлекаемых) запасов нефти Разработана методика оценки плотности распределения остаточных запасов в условиях неоднородных пластов с учетом параметров геологической неоднородности и промысловых факторов на основе получения рефессионных уравнений.
-
Установлено, что зоны аномальной гидропроводности терригенных коллекторов, соответствующие высоким значениям КИН, обусловлены наличием в них двойной природы пористости межзернового и трещинного типов, соотношение между которыми определяется степенью консолидации горной породы под влиянием протекающих в ней геодинамических процессов естественного и техногенного происхождения
З Показано, что участки с трещинной природой пористости преимущественно приурочены к зонам флексур и могут служить дополнительными каналами фильтрации после их обработки вибросейсмическим воздействием.
Защищаемые положения
1 Методика оценки распределения плотности остаточных запасов нефти в
неоднородных терригенных коллекторах на месторождениях в условиях
поздней стадии эксплуатации, основанная на получении регресионных
уравнений, учитывающих геолого-физические и промысловые параметры
-
Терригенные коллектора девонских отложений обладают кроме межзерновой, также трещинной пористостью первичного (естественного) и вторичного (искусственного) типов, которая оказывает существенное влияние на процесс формирования остаточных запасов
-
Для трещиноватости вторичного типа в терригенных коллекторах, объекты для проведения вибровоздействия необходимо размещать преимущественно в зонах флексур
Практическая ценность и реализация в промышленности Разработанная методика оценки распределения плотности остаточных запасов нефти (в том числе трудноизвлекаемых) в сложнопостроенных, неоднородных, терригенных коллекторах девонских отложений на поздней стадии их эксплуатации, использована ТУДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башиефть-Уфа», что позволило получить экономический эффект в сумме 716, 2 тыс. руб Данная методика по оценке распределения плотности остаточных запасов нефти используется в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета
Предложенная методика может применяться на месторождениях, приуроченных к девонским отложениям Урало-Поволжья, отличающихся большой неоднородностью по разрезу и находящихся на завершающей стадии разработки
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Лукойл», посвящешюй 10-летию компании (г. Волгоград, октябрь 2001 г), научно-практической конференции, посвящешюй 70-летию Башкирской нефти, (г. Уфа, БашНИПИнефть), межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2002» (г. Ухта, март 2002 г.), научном симпозиуме «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» (г Уфа, 2002), молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Бугульма, 2003), а также на заседании геолого-технических советов НГДУ «Азнакаевскнефть» (г. Азнакаево, 2003 г ), V Международной конференции пользователей «Roxar» (г Москва, сентябрь 2004 г.), III российско-китайском симпозиуме «Новые технологии в геологии и геофизике» (г. Уфа, НПФ «Геофизика», 2004), VII Международной конференция пользователей «Roxar» (г. Сочи, 16-20 октября 2006 г.)
Публикации
Основное содержание диссертационной работы изложено в 13 печатных работах, опубликованных в открытой печати
Структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения Общий объем работы составляет 162 страницы машинописного текста, включая 14 таблиц, 136 рисунков и библиографический список из 142 наименований.
Выбор объектов изучения
Осадочная толща пород в пределах Холмовской площади представлена терригенными и карбонатными отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем.
Основным эксплуатационным объектом площади являются продуктивные терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона (горизонта ДІ), залегающие на глубине около 1750 м. Отложения характеризуются переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.
Залежь нефти в горизонте ДІ многопластовая, сводовая с гранулярным типом пористости коллекторов (табл. 1.1). Средняя эффективная толпщна пластов-коллекторов горизонта составляет 15,0 м, нефтенасыщенная - 4,7 м.
Основными реперами, с помощью которых осуществляется корреляция пластов горизонта ДІ, являются: в кровле - «верхний известняк» и в подошве -кровля «муллинских глин». В разрезе горизонта выделяется 7 пластов-коллекторов (сверху-вниз): «а» (4), «бі» (7), «б2» (9), «б3» (11), «в» (13), «гі» (15), «Г2+з» (19). В целях выполнения более детального анализа состояния заводнения коллекторов и выработки запасов нефти, оценки величины и местоположения остаточных запасов нефти по пластам, было проведено расчленение пласта «а» (4) на два пропластка (сверху-вниз): «aj» (5) и «а2» (6).
Площадь нефтеносности выделенных пластов объекта разработки, в соответствии со структурными и литологическими особенностями, уменьшается вниз по разрезу. Так, если по пластам группы (4), параметр нефтеносности (отношение количества скважин, вскрывших продуктивный коллектор к количеству скважин, вскрывших коллектор) составляет 0,97-0,98, то по пласту (15) величина этого параметра равна 0,031.
Горизонт ДІ по сути является единой гидродинамической системой, о чем свидетельствует высокая гидродинамическая связь между пластами. Из всех пар пластов наибольшей связью отличаются пласты (5) и (6) и пласты (7) и (9). Коэффициенты литологической связанности между ними соответственно равны 0,819 и 0,615, а наименьшей - пласты (6) и (7) (0,213). Связь между остальными пластами горизонта примерно одинакова и коэффициент изменяется от 0,365 до 0,396.
Породы, слагающие разрез горизонта ДІ, по литолого-коллекторским характеристикам делятся на две категории: песчано-алевролитовые, которыми представлены пласты-коллекторы, и глинисто-алевролитовые, являющиеся неколлекторами, слагающие разделы между пластами-коллекторами и часто замещающие коллекторы в интервалах пластов.
Согласно принятой при подсчете запасов нефти Ромашкинского месторождения классификации, породы-коллекторы дифференцируются на группы различной продуктивности по двум параметрам: проницаемости и глинистости.
Нижняя граница пород-коллекторов установлена по величине проницаемости, равной 0,030 мкм2, при которой пласт может обводняться минерализованной пластовой водой.
Породы-коллекторы подразделены на два класса: первый -высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм и второй -малопродуктивные с проницаемостью, меняющейся в пределах от 0,30 мкм до 0,100 мкм2.
В первом классе выделяются две подгруппы, критерием для разделения которых служит величина глинистости, определяемая по данным геофизических методов, равная 2% объемным. Первая подгруппа имеет глинистость менее 2% и названа «высокопродуктивные неглинистые коллекторы», а вторая с глинистостью более 2 % в промысловой практике называется «высокопродуктивные глинистые коллекторы».
Малопродуктивные коллекторы в преобладающем большинстве сложены разностями с глинистостью более 2 %, но встречаются небольшая доля пластов с глинистостью и менее 2 %. В табл. 1.1 приведены результаты определения средних значений параметров фильтрационно-емкостных свойств и насыщения по группам коллекторов в пластах горизонта по материалам геофизических методов исследования скважин.
Анализ рассматриваемых данных показывает, что в соответствии с критериями выделения групп коллекторов, наилучшими коллекторскими свойствами обладают высокопродуктивные неглинистые коллекторы, а наиболее низкими - малопродуктивные. Глинистые высокопродуктивные занимают промежуточное положение по величине проницаемости, а по пористости и насыщению в большей степени тяготеют к высокопродуктивным неглинистым коллекторам.
Оценивая характер изменения коллекторских свойств и насыщения по разрезу горизонта, можно отметить тенденцию на их улучшение по высокопродуктивным неглинистым коллекторам сверху вниз, по малопродуктивным и высокопродуктивным глинистым такой закономерности не наблюдается.
Продуктивные пласты горизонта ДІ, если его рассматривать в целом, имеют практически площадное распространение, вероятность вскрытия бурением продуктивного коллектора на площади составляет 0,92. Общая толщина горизонта колеблется от 22,4 м до 44,0 мив среднем составляет 33,9 м. Нефтенасыщенная толщина горизонта ДІ колеблется в широких пределах от 0,1 м до 25,2 м, при средней ее величине равной 4,7 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к зонам слияния 3-4 пластов.
Карагалинская площадь
Основным эксплуатационным объектом в пределах Карамалинской площади являются терригенные отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (горизонта ДІ), залегающие на глубине около 1750 м. Продуктивный горизонт представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Для корреляции разрезов используются регионально выдержанные реперы: в кровле горизонта - «верхний известняк», в подошве - «муллинские глины». В разрезе горизонта выделяется 6 пластов-коллекторов (сверху-вниз): «а» (4), «бі» (7), «б2» (9), «б3» (11), «в» (13), «гд» (23). При этом идексы 4, 7, 9, 11, 13, 23 используются в базе данных НГДУ «Азнакаевскнефть», как стандартные индексы, введеныне специально для детальной стратиграфической разбивки пашийского горизонта с целью обозначения каждого продуктивного пропластка.
Залежь нефти горизонта ДІ Карамалинской площади является многопластовой, сводовой и представляет собой единую гидродинамическую систему. Об этом свидетельствует наличие общего водонефтяного контакта (ВНК) для всех пластов, а также высокая литологическая связанность их между собой. В среднем по площади ВНК прослеживается на абсолютной отметке -1487,2 м, изменяясь по блокам от -1486,4 м (II блок) до - 1487,6 м (III и IV блоки). Наибольшее количество скважин с ВНК вскрыто в пластах (7) - 40 скважин), (4) - 32 скважины. Самой высокой связанностью между собой характеризуются пласты (9) - (11) и (11) - (13), по которым коэффициент литологической связанности (Ксв) составляет соответственно 0,408 и 0,602. Наименее связанными являются пласты (7) - (9) - 0,376.
Площадь нефтеносности пластов эксплуатационного объекта уменьшается вниз по разрезу. Наибольшим параметром нефтеносности, определяемым как соотношение количества скважин, вскрывших продуктивный коллектор, к общему количеству скважин по пласту, вскрывшим коллектор, характеризуется пласт (4) - 0,964. По пласту (23) параметр нефтеносности составляет всего 0,019.
В таблице 1.2 приведены средневзвешенные величины параметров пластов по типам пород. Анализ рассматриваемых данных показывает, что по всем пластам и в целом по объекту самыми высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств характеризуются высокопродуктивные неглинистые коллекторы, по которым пористость изменяется от 0,202 - пласт (13) до 0,214 - пласты (7) и (9), интервал изменения проницаемости составляет 0,414 мкм2 (пласт 13) - 0,677 мкм2 (пласт 7), а нефтенасыщенность варьирует от 0,824 (пласт 13) до 0,843 (пласт 4). Наиболее низкие значения коллекторских свойств отмечаются по малопродуктивной группе, средние величины параметров по которой находится в пределах: пористость - от 0,149 (пласт 4) до 0,186 (пласт 9), проницаемость - от 0,050 мкм (пласт 9) до 0,072 мкм (пласт 11) и нефтенасыщенность - от 0,549 (пласт 11) до 0,675 (пласт 13). Высокопродуктивные глинистые породы по своим коллекторским свойствам имеют промежуточное значение.
Характерной особенностью геологического строения горизонта ДІ Карамалинскои площади является высокая зональная и послойная неоднородность продуктивных пластов. Коэффициент расчлененности в целом по горизонту составляет 3,54 и изменяется по блокам от 3,02 (II блок) до 3,82 (III блок). Величина расчлененности в продуктивной части разреза существенно ниже и изменяется от 1,93 (II блок) до 2,44 (I Блок), составляя в среднем по площади 2,31 (табл. 2.3). Среднее значение песчанистости в целом по горизонту составляет 0,672, изменяясь по блокам от 0,646 (I и III блоки) до 0,722 (II блок). По продуктивной части разреза величина песчанистости колеблется от 0,334 (IV блок) до 0,446 (II блок), в среднем 0,402.
Изучение влияния геолого-физических факторов на формирование начальных запасов в терригенных коллекторах девонских отложений
В работе [78] проводилось изучение порового пространства коллекторов основных наиболее продуктивных горизонтов ДО и ДІ Ромашкинского месторождения. Как отмечалось авторами этой работы, терригенные коллекторы Ромашкинского месторождения, представлены тонко- и мелкозернистыми песчаниками, которые характеризуются практически мономинеральным составом с преобладанием кварца до 95 - 98 %. Остальные минералы представлены калиевым полевым шпатом, плагиоклазом и редкими зернами сильно измененных железомагнезиальных силикатов. Несмотря на крайне простой минеральный состав, эти породы отличаются большим разнообразием структур в пространстве залежей, что связано с их высокой неоднородностью, чем и объясняются широкие колебания ФЕС.
Форма зерен и особенности их упаковки, характер катагенетических изменений, распределение тонкодисперсной цементной массы в межзерновом пространстве - вот основные факторы, которые определяют ФЕС. Исследования, проведенные авторами на керне и их результаты [78] показали, что основные коллекторские свойства - пористость и проницаемость изменяются в широких пределах не только в пределах одного образца, но и в разных направлениях (проницаемость), что свидетельствует о значительной анизотропии коллектора. Разница в значениях пористости в пределах даже одного образца керна составляла в среднем 50-100 %, проницаемости - от 30 до 80 %.
Эти данные свидетельствуют о том, что даже относительно однородные по минералогическому составу коллектора горизонтов ДО и ДІ обладают фактически анизотропными составами. Полученные данные таким образом подтверждают, что главным образом внутренняя структура образца определяет анизотропию коллекторских свойств.
Форма зерен и характер их упаковки, морфология зерен кварца в участках пород, не затронутых катагенетическими изменениями, сильно меняются. Зерна округлой формы с индексом сферичности близким к единице встречаются относительно редко, чаще встречаются зерна овально-эллипсоидальной формы с отчетливой ориентировкой достаточно плотно упакованные с индексом сферичности 0,5 - 0,7. Тип порового пространства, образуемого в результате упаковки таких зерен характеризуется как седиментационно-гранулярный. При этом укладка овально-эллипсоидальных зерен существенно повышает анизотропию межзернового пространства. Для терригенных коллекторов изучаемых горизонтов существенную роль также играет фактор, связанный с катагенетическими преобразованиями вещества матрицы. Эти преобразования выражаются в интенсивной регенерации зерен и перекристаллизации вещества матрицы. Это приводит к тому, что зерна теряют первоначальный облик и приобретают кристаллографические очертания на границе порового пространства, либо образуются кварцитовидные кластеры, объединяющие 4 - 5 и более зерен, разделенные участками с отсутствующей перекристаллизацией - кластерно-гранулярный тип коллектора.
В тех случаях, когда катагенетические процессы получают преобладающее развитие, кластеры объединяются в образования крайне неправильных очертаний и формируют при этом кластерный тип порового пространства коллектора. В самих кластерах могут быть запечатаны реликты первичных изолированных пор, а эффективная пористость и проницаемость в этом случае связаны межкластерными каналами.
В тех случаях, когда перекристаллизация породы развивается максимально, возникают плотные кварцитовидные участки коллектора с минимальными значениями поровой проницаемости. Эффективная проницаемость определяется в этих случаях преимущественно микротрещинным каркасом. При этом происходит полная регенерация коллектора, характеризующегося наличием изолированных пор - регенерационный тип.
В отдельных случаях, в результате дальнейшей проработки микротрещинного каркаса, сопровождаемого явлениями вторичного растворения зерен, появляется снова гранулярный тип коллектора, связанный с явлениями перекристаллизации. Форма кластеров, зерен и гранул определяет степень анизотропии коллектора.
На рисунке 2.2 приведена динамика катагенетических преобразований вещества матрицы терригенных (гранулярных) коллекторов, отражающая процессы изменения структуры порового пространства с глубиной от межзерновой (гранулярной) природы к кластерной (квазигранулярной) и далее к кластерно-регенерационной(квазигранулярно-трещинной).
Рисунок 2.2 - Типизация структуры порового пространства коллекторов Ромашкинского месторождения [78]
Таким образом, структура порового пространства относительно простых мономинеральных коллекторов горизонтов ДО и ДІ Ромашкинского месторождения отражает сложные явления седиментации и эволюции коллектора, в результате чего возникает их ярко выраженная неоднородность и анизотропия, которые необходимо обязательно учитывать на всех стадиях разработки, в т.ч. и на поздней, так как такие зоны «кластерных» и «гранулярно-перекристаллизационных» коллекторов могут служить каналами миграции пластовой жидкости и, в частности, нефти. Кроме того, огромную роль играет характер цементирующей тонкодисперсной цементной массы. В составе изученных коллекторов ДО и ДІ Ромашкинского месторождения карбонатный цемент встречается спорадически, а основная цементная масса представлена различными ассоциациями глинистых минералов в комбинации с дисперсным пиритом, местами гидроокислами железа, тонкодисперсным кварцем, тонкодисперсным полевым шпатом. Эта тонкодисперсная масса, в зависимости от ее количественных соотношений с обломочно перекристаллизованной матрицей, либо полностью забивает поры, создавая глинистый коллектор с капиллярной проницаемостью, либо частично заполняет поровое пространство, концентрируясь в основном в местах стыка зерен и создает глинистые пробки, а сам коллектор в этом случае характеризуется капиллярно-поровой пропиткой. Возникает явление стилолитизации [29], т.е. процесс уплотнения коллектора. Особенно это характерно для верхнезалегающих пачек, поскольку их состав отличается повышенной глинистостью, как это будет показано далее.
Таким образом, на примере работы [78] показано, что даже такие простые по минералогическому составу терригенные отложения девона могут характеризоваться очень сложным строением, что необходимо обязательно учитывать, поскольку впоследствии неоднородность пустотного пространства будет сказываться на процессе вытеснения нефти и образовании в коллекторе остаточных нефтенасыщенных зон.
Известно [35 - 37, 79 - 82], что особенности строения порового пространства и его сложной природы (гранулярная, кавернозная, трещинная и их различные сочетания) оказывают существенное влияние на закономерность связи между значениями пористости (Кп) и проницаемости (Кпр).
Некоторые авторы не совсем обоснованно, на наш взгляд, пренебрегают влиянием доли трещинной пористости на процессы добычи и перераспределения нефти в терригенном коллекторе, считая, что основную роль в процессах фильтрации играют межзерновые (межгранулярные) каналы [35].
С целью изучения особенностей структуры порового пространства сложнопостроенных терригенных коллекторов, представленных девонскими отложениями Карамалинской, Восточно-Лениногорской и Холмовской площадей, а также областью их слияния, нами были изучены корреляционные связи между значениями пористости и проницаемости для каждой из шести продуктивных пачек пласта ДІ терригенного девона.
В качестве базы данных для построения указанных зависимостей использовались результаты ГИС по всему фонду скважин на указанных площадях, а обработка велась с помощью программы «Интерпретатор» , разработанной автором для указанных целей [83].
На рисунках 2.3 - 2.8 представлены результаты обработки корреляционных связей Кпр - Кпор по шести пачкам. При этом в качестве фильтра рассматривалась многослойность пачек (т.е. состоит ли пачка из отдельных прослоев, разделенных глинистыми перемычками или же она монолитна).
Влияние геодинамических процессов на выработку запасов нефти
Как видим из карт, приведенных на рисунках 3.24 - 3.29, точки, отмеченные желтым цветом, попадают в основном на области флексур, а в некоторых случаях - на купольную часть залежей. Кроме того, эти области одновременно характеризуются достаточно высокими накопленными отборами по нефти. Точки отмеченные малиновым цветом (ни попадающие ни на одну кривую - рисунки 2.3 - 2.11 в главе 2.1) - приходятся на области флексур. Это подтверждает наш вывод о наличии в этих областях зон вторичной пористости или трещиноватости. Синие же точки, взятые с нижний кривой (рисунки 2.3 -2.11 в разделе 2.1) попадают в основном на спад структуры либо на ее пологую часть.
Очевидно, что наличие в терригенных отложениях зон вторичной пористости или трещиноватости позволит использовать знание о них для достоверного объяснения некоторых фактов расхождения проектной величины КИН с его фактическим значением, а знание природы их образования и развития позволит планировать мероприятия по увеличению нефтеотдачи, выявлять направления перетоков (сообщаемости) между отдельными участками месторождения или отдельными площадями.
Для проверки природы этого явления аналогичные зависимости были построены по Бавлинскому месторождению республики Татарстан. Сразу отметим, что там таких областей развития «трещиноватости», приуроченных к флексурам оказалось меньше, поскольку само месторождение отличается более простым строением [74]. Структурная карта с наложенными областями преимущественного развития трещиноватости представлена на рисунке 3.30.
Как видим из этого рисунка, структура Бавлинского месторождения представляет из себя пологое антиклинальное поднятие практически на всем его протяжении., только на юго-востоке, осложненное областью понижения (флексурами), на которые как раз и приходятся зоны повышенной пористости, а следовательно, по установленным нами признакам, здесь находится область развития трещиноватости. Относительно простое строение, не смотря на то, что терригенная толща девона здесь также расчленена на отдельные пачки подтверждается также рисунком 3.31. Таким образом, не смотря на многослойность пласта ДІ Бавлинского месторождения, в целом оно характеризуется более низкими значениями Красч (значения Красч 0,02 - 0,5 прослеживаются практически по всей площади месторождения, в то время как области с Красч 0,5 расположено более локально) по сравнению с теми же отложениями по Восточно-Лениногорской, Холмовской и Карамалинской площадям и «участку слияния».
Кроме того, как отмечается в работе [103] при наличии преимущественных направлений трещиноватости, карты полей давления имеют вытянутые линии изобар, ориентация которых совпадает с направлением преимущественной трещиноватости. Это связано с тем, что пласт в данном случае обладает ярко выраженной анизотропией проницаемости с максимальным ее значением в направлении преимущественной трещиноватости и минимальным - в перпендикулярном направлении. Это может быть как первичная трещиноватость, так и техногенная (вторичная), возникшая в процессе многократного превышения пластового давления по сравнению с первоначальным за счет воздействия системы ППД.
В качестве иллюстрации этого положения рассмотрим карту изобар Бавлинского месторождения по состоянию на 2001 год, которая представлена на рисунке 3.32.
Как видим из рисунка 3.32, область ориентации трещиноватости или область вытянутых линий изобар имеет направление с юго-запада на северо-восток (желтая область на рисунке). В районе юго-востока (малиновая область) она совпадает со значениями зон трещиноватости, выделенных на структурной карте с наложенными значениями пористости (см. рисунок 3.30).
И, наконец, на карте проницаемости на рисунке 3.33 область, выделенная красным цветом (повышенной проницаемости) соответствует зонам совпадения вытянутых изобар с областями трещинного типа пористости, что свидетельствует о наличии в этом районе трещиноватости в терригенном объекте девона. Это подтверждает наш вывод о том что зоны трещиноватости могут развиваться не только в карбонатных, но и в терригенных отложениях.
В данном случае, в районе, выделенным красным цветом, зоны трещиноватости развивались первоначально за счет наличия естественных микротрещин тектонического происхождения, а затем они могли формироваться в результате техногенного воздействия, например от системы ППД, которая способствовала многократному превышению давления нагнетания над первоначальным пластовым, что и привело к созданию вытянутой воронки депрессии и раскрытию естественных микротрещин, приведших к неравномерной выработке начальных извлекаемых запасов (см. рисунок 3.34). into note хю это шн лесс «ш «мо «ос «Ш
На рисунке 3.34 можно выделить на юго-востоке область так называемого «дефицита запасов», что фактически соответствует не только полной выработке запасов нефти в этом районе, но также означает, что было отобрано запасов больше того, что первоначально содержалось в пласте. Эта область приходится на выделенную нами зону трещиноватости, что является косвенным доказательством причины опережающей выработки запасов по этим зонам.
На основании анализа вышеприведенных данных, можно сделать следующие выводы:
1. На основании построения карт распределения начальных и остаточных запасов для продуктивных пачек пласта ДІ, на «центральном» участке Азнакаевской площади (место слияния Восточно-Лениногорской, Карамалинской и Холмовской площадей) было установлено, что практически по всем пачкам имеются участки с «дефицитом» запасов, где КИН превышает проектные значения в несколько раз;
2. Было установлено, что добыча на этих участках происходила за счет их подпитки от соседних окружающих участков залежи по зонам (интервалам пласта) с повышенной проницаемостью (гидропроводностью);
3. Было показано, что это явление обусловлено наличием в продуктивных пачках пласта ДІ отдельных прослоев или дренажных каналов, обладающих аномально высокой гидропроводностью. Причем эти зоны аномальной гидропроводности обладают, как показали исследования, также аномальными аккумулирующими свойствами. Кроме того, были выявлены факты наличия двойного типа пористости для терригенных пластов девона;
4. Доказано, что неоднородность пласта ДІ в целом и слагающих его продуктивных пачек промывки. И эта связь имеет прямую зависимость, что особенно важно учитывать при планировании оказывает существенное влияние на его коллекторские и добывные свойства, а именно: - отдельные пачки пласта ДІ отличаются высокой степенью неоднородности, как структурных, так и коллекторских свойств; - распределение остаточных запасов нефти и КИН для каждой пачки пласта ДІ существенно зависит от степени структурной и коллекторской неоднородности; - особенно значительное влияние на остаточные запасы и КИН оказывает коэффициент гидропроводности, расчлененности, неоднородности ФЕС: И Р по пористости, И Р по проницаемости; - на величину плотности остаточных запасов оказывает преобладающее влияние коэффициент мероприятий по усовершенствованию системы разработки месторождения и выработки запасов нефти, особенно на завершающих стадиях разработки;
Результаты анализа применения ВСВ на Туймазинском месторождении
Очаг 54 находится, согласно картам, в зоне поднятия (свода) и в зоне с небольшой степенью расчлененности. Ближайшими отреагировавшими скважинами являются №315 и №2818. Обе прореагировавших скважины находятся в зоне с низкой степенью расчлененности, но 315 находится в зоне свода, а 2818 в зоне флексуры (опускание), поэтому среднесуточный прирост по скважине 315 выше.
Очаг 1767 расположен близко к зоне синклинали и зоне небольшой расчлененности, но ближайшие реагирующие скважины 1697, 1904 и 4267 приурочены к зоне с высокой степенью расчленнености, малой нефтенасыщенной толщиной и кроме того, скважины 1697 и 4267 находятся в области синклинали, поэтому эффект от ВСВ в данном случае относительно низок. Повышенная нефтенасыщенная толщина и область интенсивного опускания, по-видимому, играют в данном случае отрицательную роль.
Очаг 942 находится в зоне с низкой степенью расчлененности и приурочен к флексуре. Ближайшие реагирующие скважины: 1517 находится в области флексуры, 4275 (синклиналь), 3395 (синклиналь), 1513 (свод -платформенная часть). Все реагирующие скважины, за исключением скважин 4275 и 1513 находятся в зоне максимальной и средней толщины пласта. Скважина 4275 находится в зоне с высокой степенью расчлененности, а по 1513 расчлененность ниже. Тем самым максимальный эффект и соответственно, отбор по нефти, наблюдается по скважинам 1513 (средняя нефтенасыщенная толщина и расчлененность), 1917 и 3395 (область флексуры и близость к очагу воздействия).
На 2002 год вблизи очага 1419 находится действующая нагнетательная скважина 3248, по которой Рпл = 24,63 МПа и скважина 3180, по которой Рпл = 20,93 МПа.
Вблизи очага 54 находится скважина 2882, по которой Рпл = 21,38 МПа и скважина 2758, по которой Рпл = 23,19 МПа. Вблизи очага 942 находится скважина 3706, по которой Рпл = 22,55 МПа.
В 2003 году очагами воздействия были скважины: №390, 942, 1767, 54, 1419. Карта добычи за 2004 год представлена ниже.
По очагу 390 реагирующими скважинами были 116, 968, 1723 и 1734. Это ближайшие к ней. Не смотря на то, что они находятся примерно в одинаковых геологических условиях в районе поднятий и флексур, они отличаются по степени расчлененности и толщине. 1734, 1723 -характеризуются высокой степенью расчлененности, 116 приурочена к переходной зоне между высокой и низкой степенью расчлененности. По 968 скважине отмечается повышенная нефтенасыщенная толщина, по 1723, 1734 и 116 толщина меньше, поэтому они находятся в более выгодных условиях для трещинообразования по сравнению со скважиной 968, даже не смотря на то, что она находится гораздо ближе к очагу воздействия. Наибольший эффект (максимальный отбор) здесь наблюдается по скважине 116, т.к. она приурочена к зоне флексуры, имеет относительно небольшую степень расчлененности и толщину, что создает условия для интенсивного образования трещин именно в этом районе.
По очагу 1419 максимальный эффект наблюдался по скважине №1513 и №830, причем в первом случае за счет близкого расположения к очагу воздействия и приуроченности к куполу (своду), во втором - за счет небольшой расчлененности. Кроме того, скважина №830 находится в зоне флексуры, что идеальным образом соответствует зоне образования трещиноватости и, значит, дебит по ней должен быть достаточно высок. По остальным очагам эффект был аналогичен результатам, полученным в предыдущие годы по этим очагам.
В 2004 году очагами воздействия были скважины - №54, 1419, 942.
В 2005 году очагами воздействия были скважины: №1767, 942, 54 и 1535. На 2005 год вблизи скважины 1535 находится действующая нагнетательная скважина 3577, а очаг 942 - это скважина ППД в ожидании ликвидации, очаг 1419 это также скважина ППД.
Результаты прироста дебитов были аналогичны предыдущим годам. Максимальный эффект по приросту дебита был получен на скважинах 116, 1513, 830, 315. Скважины 116 и 830 находятся в области флексур, а скважины 1517, 1513 и 315 находятся на сводах.
Если рассматривать суммарный прирост дебита по реагирующим скважинам по годам, то максимальный эффект был получен по скважинам: 3178, 3395, 2798, 1513, 830. Скважина 3178 находится в переходной зоне от свода к флексуре, скважина 3395 - на флексуре, скважина 2798 - на флексуре, скважина 1513 - на своде, скважина 830 - на флексуре, скважина 116 - на флексуре. По остальным скважинам, находящихся на пологих частях залежи либо на синклиналях эффект по приросту дебита был не таким значительным, либо он вовсе не проявляется. Это скважины 167, 968, 1217, 1302, 1697, 1926, 2549, 2818. Скважина 167 - на своде, скважина 968 -на флексуре, скважина 1217 - на своде, скважина 1302 - на пологой части, скважина 1697 - на синклинали, скважина 1926 - на пологой части, скважина 2549 - на своде, скважина 2818 - на синклинали.
Таким образом, установлено, что пологие части структуры позже вовлекаются в разработку, вероятно, это связяно с тем, что трещины там будут образовываться не сразу, а сначала этот процесс будет происходить на крыльях (флексурах), затем от них распространяться к сводовым частям залежи, при этом рост нефтенасыщенной толщины в этом случае будет являться сдерживающим фактором, т.е. чем тоньше пласт, тем скорее он будет подвержен влиянию механизма релаксации.
