Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Моделирование фильтрационных систем сложнопостроенных коллекторов для решения задач нефтегазопромысловой геологии
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Моделирование фильтрационных систем сложнопостроенных коллекторов для решения задач нефтегазопромысловой геологии"
?Г6 Ой 2 3 Ш :
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
На правах рукописи
i ■
ДЕНК СВЯТОСЛАВ ОТЕЛЛОВИЧ
МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СИСТЕМ 1 СЛ0ЖН01ЮСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЛЯ РЕШЕНИЯ
ЗАДАЧ
! 1ЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных И газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук
Пермь - 1998
Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете и ОАО ПермНИПИнефть.
Официальные оппоненты : доктор геолого-минералогических
наук, профессор Шурубор Ю.В. доктор геолого-минералогических наук,
член-корр. РАЕН Лозин 1Е.В. доктор технических наук, член-корр. РАЕН Крысий II.И.
Ведущее ирсдприя те ОАО Архаш ельск! еолдобыча
Защита состоится 24 декабря 1998 г. в 1400 час. на заседании диссертационного совета Д. 063.59.02 Пермского государственног о университета но адресу. 614600, г. Пермь, ГСП, ул. Букирепа, 15.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского государственно! о ушшерешега.
Автореферат диссертации разослан ноября 1998! .
Учёный секретарь ^
нссертационного совет . —В.А. Гершанок
Д. 063. 59. 02, доценг /
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. В настоящее время отмечается сущее I-непмое изменение структуры запасов нефти на месторождениях нашей страны: преобладающее большинство продуктивных объектов с высо-копронннаемымн и ёмкими террнгенными коллекторами, разрабатываемых в условиях активного водонапорного режима, обеспечивающегося в основном реализацией эффективных систем заводнения, и содержащих маловязкую нефть, уже истощены со степенью выработки начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 0,9 и выше. Хотя, согласно данным И.П. Васильева и др. (1988), достигнутые значения коэффициента извлечения нефти (КИП) мало отличаются от проектных (0,518 и 0,486 соответственно), н результаты разработки следует признать положи тельными, это не снимает остроту проблемы эффективного вовлечения в разработку запасов нефти, сосредоточенных в слабопроницаемых и сложиопостроеиных коллекторах, а также залежей, содержащих высоковязкую и малоподвижную нефть и т.п. Монопольное господство на месторождениях бывшего СССР внутрикоитурпого заводнения продуктивных объектов (с помощью которого в 1986 г. обеспечивалась добыча свыше 92 % нефти по Западной Сибири), показавшего недостаточную эффективность, - в частности, в период 1970 - 1987 гг. обводнённость продукции на тех же месторождениях Западной Сибири возросла более чем вдвое, - и в продуктивных объектах со сравнительно высокими фильтрацнонно-ёмкостными свойствами (ФЕС) и качеством пластовых флюидов, лишь осложняет рациональную разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.
Не в последнюю очередь малая эффективность стандартных методов нефтепзвлечения, в том числе вышеупомянутого внутриконтурно-го заводнения, обусловливается господством в нефтегазовой геологин и теории разработки нефтяных месторождений представлений о коллекторе как о полостной среде, которая абсолютно (разумеется, с некоторыми отклонениями от "идеала") проточна и извлечение нефти ш которой должно исчерпываться механическим вытеснением её каким-либо вводимым извне рабочим агентом. Схематичность и метафизичность такою рода представлений не без иронии охарактеризовал уже в 1983 г. Ю.П. Жслтов: "Долгое время мы рассматривали воду как поршень, вытесняющий нефть из порового пространства пласта. Теперь же оказалось, что этот поршень дырявый". Суть проблемы, однако, заключается не в одном лишь "дырявом поршне", по и в сложности строения полостного пространства коллектора, отнюдь не напоминающего не пересекающиеся каналы в модели неразрывно-проточного полостного пространства. Этой не учитываемой при моделировании ФЕС сложностью объясняется, например, малая эффективность даже передовых методик увеличения нефтеотдачи (МУН), нередко заклады-
ваемая в перспективные планы (следовательно, признаваемая за наиболее вероятную): так, на месторождении Джуди-Крик (Канада) при смешивающемся вытеснении нефти сжиженным газом из известняков рифовой фации предполагалось достижение КПП, равного 0,06-0,09 (по мыериалам выставки 1989 г. "Нефгегач-химия" во Франции). Однако необходимо отметить, что редукционистский взгляд на коллек тор как на параллельные трубки тока предопределяет понимание указанной сложносш а роения, - в особенности неоднородности фильтрационных параметров (ФИ), - в духе незакономерных (хаотичных) отклонений о| идеал!.ною состояния ФПС.
Напротив, системный подход к сфумуре филырационио-ёмкосшых параметров (продемонстрированный в самом общем виде Л.Ф. Дементьевым) предполагает целостное изучение продуктивного обьеюа как фильтрационной системы (ФС), что изменяет буквально все представления об извлечении нефти, МУН и т.п. Развитие системных исследований в области ФЕС сложнопостроенных нефтегазоносных толщ делает объективно необходимым построение универсальной фильтрационной модели (УФМ) пласта-коллектора, по возможности адекватно отображающей внутренние связи ФС. Использование подобной модели, как показали исследования диссертанта, позволит перейти от пассивного управления процессами нефтеизвлечения, реализуемого в русле предсказаний течения этих процессов по жёстко заданным параметрам системы разработки, к созданию гибкой системы раз-работ!, адаптируемой но любому критерию к характеристикам филы рационных потоков пластовых флюидов. В связи с тгим актуальность диссертации очевидна как в фундамешалыюм, так и н прак-тче'ском 01 ношениях.
Целью работы является создание на основе тсорешчсских обобщений и систематизации промыслово-1 еологическнх данных УФМ неоднородного пласта-коллектора и практическое использование указанной модели для решения вопросов изучения ФЕС и оптимизации выработки запасов нефти (газа) сложнопостроенных продуктивных толщ.
Основные направления исследований.
1. Изучение системно-иерархической "структурированности" неоднородности ФП сложнопостроенных продуктивных объектов на базе промыслово-геологических данных.
2. Обоснование и построение УФМ нефктазоносной толщи, адек-вашо отображающей её связи (прежде всею гидродинамическую) и способствующей решению задач нефтегазовой геологии и промышленной разработки.
3. Изучение динамики разработки продуктивною объекта как динамики смены состояний ФС и влияния особенностей каждого такого состояния на процессы нефтегазоизвлечения.
4. Оценка влияния гидродинамических характерцешк объект р;|зработки на его эксплуатационные параметры: эффективное! I. сочла 111151 искусственных напорных режимов шшс'т, пложоегь сегки скважин (Г1СС) и др.
5. Научно-иракгические рекомендации по рационализации процессов нефтегазоизвлеченпя для конкретных месторождений углеводородного сырья.
Методика решения поставленных задач состоит п осмыслении на основе системного подхода результатов промыслово-геофизических, иромыслово-1 пдродииампчеекпх и керновых исследований продуктивных объектов вмес1е с изучением динамики технологических показше-лей разработки.
Научная новизна. Впервые на основе систематизации результатов промыслово-геолотческих исследований и ретросиекчивиого анализа разработки продуктивных объектов в рамках системных представлении получены следующие выводы, зависимости и научные преде твле-Ш1И.
1. Установлена •'структурированность" форм фильтрационной неоднородности продуктивных объектов независимо от диалогического состава и коллекторского типа.
2. Обоснована и создана УФМ сложнопосчроепной нефтегазоносном толщи.
3. Выработаны представления о динамике разработки продуктивного объекта как закономерной смене состояний ФС, каждое из которых обусловливает вполне определённое состояние процессов нефтега-чоизвлечепня.
4. Установлены прямая и обратная зависимости между шдроди-нампчсскимн характеристиками (опосредствуемыми состояниями ФС) объекта разработки и ею эксплуатационными показателями, в том числе эффективностью воздействия на пласты, Г1СС и др.
Основные за!питаемые положения.
1. Понятие о системно-структурном, закономерном распределении фильтрационной неоднородности в коллекторах любых типов, лито-логического состава и фацияльной принадлежности. Указанная неоднородность рассматривается как одна из основных гидродинамических характеристик продуктивного объекта.
2. Обоснование и построение УФМ неоднородного пласта-коллектора, учитывающей "двуедпнетво" его ФП и позволяющей оптимизировать процессы нефтегазонзвлечения.
3. Понятие о ФС продуктивного объекта и её состояниях, объективная смена которых обусловливает динамику основных показателен разработки.
4. Вывод о прямой и обратной связи гидродинамических характеристик (обобщённо отображаемой состояниями ФС) и эксплуатации!!-
ных показателей разработки (например, объёмов и темпа нагнетания в залежь рабочих агентов, ПСС) продуктивного объекта.
Ирак i пчсская ценность работы cocí опт прежде нсею и том, чзо выдвинутые в пей соображения относительно закономерной смены со-сюянип ФС продук'швпого объекта, зависящей ог интенсивности icx-ническою воздействия па сисгему, позволяют реально осущестляп. сознательное управление процессом разработки. С помощью регулирования о i борон нефти (una) осуществляется поддержание ФС в заранее тбраипом и наивыгоднейшем с гочки зрения зффектнвносш неф-тегазоизплечения состоянии на основе изменения интенсивности воз-дейепшя на систему. Сама по себе реализация подобных разработок, по мнению автора, позволит сделать шаг от пассивного (апостериори для ликвидации нежелательных последствий) к активному (имеющему оптимизационный или, образно юворя, "самосовершенствующийся" характер) управлению процессами нефтегазоизвлечения.
Результаты исследований, изложенные п диссертации, могут быть успешно использованы специалистами НИИ и НИПИ нефтегазового профиля при проектировании систем разработки продуктивных объектов.
Апробация работы. Основные положения диссертации изложены и научно-производственных отчетах ОАО ПермННПИнефтЬ, обсуждались на заседаниях секции геологии и разработки нефтяных месторождений Учёною Сонета ОАО ПермНППИпефть, секции МТС Пермского государственного 'технического университета "Геология, разработка и бурение нефтяных и газовых скважин", кафедры геологии нефти и газа Пермскою юсударстиешют техническою университет. Полученные резулыагы частчио пашни применение при составлении автором "Технологическою регламента по применению шдрофобпо-эмульсионпых растворов для глушения скважин перед подземными ремонтами" (НГДУ Куцгурнефть, 1988) и "Временных рекомендаций по испытанию и освоению трещинных коллекторов нефти и газа в ПО Пермнефть" (1992).
Публикации. По теме диссертации автором лично, без соавюров опубликовано 29 работ, в том числе две монографии.
Структура и объём диссертации. Работа насчитывает 5 глав, введение и заключение, состоит из -fió страниц машинописного текста, 82 рисунков, таблиц. Библиографический список составляет 237 наименований. Общий обьём рукописи - ' счраннц,-
Фаиический мак-риал. Выводы, итоженные в дпссертциошмй paño i е. получены па основании результатов миоюлетнеп произноде!-венноп и научной дсжсльностп aniopa в НГДУ "Куш y|inc(|ii ь", ПО "1 к'рмнеф i ei ео(|)изпка" и ОАО 11срмШ1ППпе(|)п,. Помимо собо венных исследований автор использовал фактический Maiepmui из других пефкз азодобывающих регионов бывша о СССР, в том числе масерпа-
ли всесоюзных совещаний по разраСнпке нефтяных месторождений и Альметьевске (1973 г.) и Нижневартовске (1988 г.), а также мноючпе-ленные публикации но теме диссертации и отечественной и иностранной печати. В общем диссертантом были изучены исходные данные эксплуатации по более чем 200 нефтегазоносным продуктивным объектам нашей страны и мира.
Автор выражает глубокую благодарность главному геологу ОАО "ЛУКойл-Пермнефть" О.Э. Денку за предоставленную возможность ознакомиться с первичной геолого-промысловой информацией и профессору, д-ру геол.- минерал, наук В.И. Галкину за ценные советы и консультации при подготовке диссертации.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
1. ( осипшие проблемы изучении ФЕС сложшшос! роенных продуктивных объектов.
К настоящему времени баланс вводимых в промышленную разработку запасов нефти и газа объективно "сдвигается" в сторону тех продуктивных объектов, которые лишёны "нормальной порнсюсти" (т.е. ФЕС полостного пространства блоков матрицы породы (ПГ1Б) близки к пулю) или последняя неэффективна, характеризуются трещи-новатостыо и развитием иных представителей межблокового полостного пространства (МПП), а нередко и совершенно нетипичны по ли-тологическому составу (окремнелые глины, силнциты, халцедонолиты и т.п.) сравнительно с общеизвестными продуктивными объектами. Достаточно привести лишь два примера подобных коллекторов, обобщённо называемых сложнопостроенными. Так, на месторождениях Алтамонт-Блубелл-Дип в США (Л.Г. Кирюхин и др., 1993) отложения Уосатч (эоцен) на глубине свыше 5000 м сложены песчаниками, карбонатами п известковыми сланцами, в массиве плотными, но вследствие подроблснности системами субвсргикальиых проводящих трещин высокопродуктивными. Достаточно нетипичны как продуктивный объект сахалинские пиленгиты (олигоцен? - миоцен), характеризующиеся очень высокой - 40% н более - ёмкостью ППБ (Н.Л. Крылов, Ю.К. Бурлин, Л.И. Лебедев, 1988), но нулевой проницаемостью матрицы породы в силу крайне тонких (0,4-1,5 мкм в диаметре) межзерновых пор. Вмещающая порода в данном случае представлена глобулами опала и кристобалита, ФЕС же формируются преимущественно трещинами. На месторождениях шельфа Северо-Восточного Сахалина (Е.К. Бояршин, С.М. Богданчиков, 1995) только в отложениях даеху-рпинского горизонта эти кремнистые трещиноватые породы характеризуются геологическими запасами нефти, газа и конденсата, оцениваемыми как 230 млн. т, 800 млрд. м3 и более 70 млн. т соответственно. Перечень подобных примеров можно было бы существенно расши-
s
рить, гак как м пашей стране изучению сложнопостроенпых коллекто-роп посвящены ])аПо1Ы Д.11. Агашпова, K.M. Багриинсвои, В.Н. Бы-копа, 10.К. Бурлина, Б.Ю Венделынтсйна, К Н. Доропкпна, Т.В. Дорофеевой, 1 .Т. Клубовой, |\С. Копысгянского, И.И. Нестерова, К М ОПморышева, Б.К. Ocincioro, Г;.М. Смехова, 11.11 Ткирина, Л Ф. Чсрбнновоп, А. Ярджапова п др.
Для всех продуктивных обьектов такою рода cboücibciiiim ia-|рудненпя при их нром1.1Шленной разработке, подчас настолько зпачи-1ельные, ч го добыча нефти и газа становится либо невозможной, либо, во всяком случае, нерентабельной. В частной и, в ппленгптах возможно лишь гидродинамическое вытеснение нефти из MIHI; в процессе же капиллярной пропитки ППБ породы утрачивают свои коллекторскне свойства. Неудачной оказалась попьпка (В.А. Каркашов н др., 1986) впутрпкоптурпого заводнения трещпиовагы.ч бажеппюв (верхняя юра) на Салынском месторождении ('Западная Сибирь) вследствие прорывов nal пстаемого агента па дальние расстояния сквозь трещинные системы к забоям добывающих скважин, послуживших поводом для ив горите! пых заключений о неэффективности разрабо1кн на режимах естественного истощения и искусственных водонапорных.
Существенные сложности возникаю!' не только при разраСннке описываемых продуктивных объектов, но и при оценке запасов yiJie-водородиою сырья в них. В частности, весьма неоднозначные результаты получаются в результат использования различных метлик определения емкости MIHI, вмещающей наиболее акiивиую долю ШГ< нефш (1аза): по итогам разработки отельных участков нефтяных залежей Пермскою Прпуралья. относящихся к ископаемым opi антенным массивам верхнедевонскою возраст а, поле тая (нроючпая) составляющая межблоковой емкости доспи ала 1-1,5%, обеспечивая добычу отельными скважинами со теп тысяч тонн нефти. В io же время другие исследователи исчисляют величину ёмкости MI1I1 десяп.ши п даже сотыми долями процента, н т.д.
Однако следует отметить, что как таковой сложнопостроеппый коллекюр представляется "хаосом неоднородности" лишь с "досистемпой" точки зрения па нефтегазоносную породу, ассоциирующуюся с моделью абсолютно проточной среды. Напротив, в рамках системною подхода, рассматривающего коллекюр как фильтрационную систему, состоящую из двух компонент (высоко - и низкопроницаемой), сложнопостроеппый продуктивный обьеи предстаем ошюдь не "хаосом", поскольку большинство впуфспппх ею связей адекватно отбражается УФМ и, следовательно, может бып. изучено и уч1епо в ирак i икс промышленной разработг
2. 'Зффекпншоси. pnipaíioiKii laiucim нсфш и гшжиишк-1 росши.! ч. коллекторах i радищкишммн mci одами.
I! качаммс примерок следуо прпвссш дна нефктюгпыч придук-швмых обьекга: |урнсйско-фамснскую залежь Упышнскою местрож-деиня (Соликамская депрессия Предуральското красною ирошба) и Малышевское мсаорождепнс в Ьашкоршиапс. Динамика p;i ipaGoikii нерпою их пи\ оснонаiejii.no изучена дпссертанюм (С.С). Денк. 1997), шорою - М.З. Валнтоиым с соавюрамл (1988).
Описываемая залежь Уньвинскою месторождения заключена в карбонатах ядра ископаемой opraiioieimon постройки и оишчается весьма неоднородными ФЕС: коллекюры с "нормальной порисю-сп.ю" (i.e. норовою тина и близкие к шкоиому) занимаю! лишь несколько более (>"» объёма продукшвною обьек|а, широко раэншы коллекторы порово-фещннпото, трещнпною и юраздо роке - кавср-iiono-ipciminiioiо гнна, не выделяющиеся в разрезе с iiomojui.ih cian-даргною комплекса I ИС. При первом нодсчё|с запасов не(|ин (1981 i ) предполагалось, чн> утлеводороды вмещаю! и фплырукч кип.ко "нормально nopiicii.ie" ишервплы, полому НГЗ 6i.ijih ушерждены равными 732 тыс. 1, И1П - 217 тыс. т. Дренирование продукшвною обьеиа в процессе разрабшки, ко!да в процесс нефк'нэвлечения вовлекалось ёмкое и иысокопронпцаемое (свыше 2 мкм2 в скв.82) MIIII, обусловило существенное превышение обьёмов добыюй нефш но сравнению с утвержденными НИЗ: к 1994 i . было извлечено около 2,1 млн. г и в настоящее время добыча всё ещё продолжается. Указанное несоответствие явилось причиной неоднократных (1986, 1989, 1990 ir.) последующих оперативных пересчёюв запасов нсфш. Тем не менее следует отметить, что и в дальнейшем объект моделировался как норо-выи коллектор, способный, но мнению пермских специалистов, аккумулировав и проводин, неф п. даже при мет.шей 1% ёмкосш полос i-пою нросгранпва.
Подобней mi ляд па cipoeime иолостою iipocipaiicnia не ното-JIHJI адеквашо оцешпь показак-лп НИ!) и ill '3 и реализован, рациональную спс i ему разрабош! залежи. Невзирая на повсеместную подробленное м. толщи ядра opiaiioieiiiioio массива сиаемами межблоковых иолоией (нередко описываемые иолосшые "окна" обеспечивали продвижение подошвенных вод и весьма эффективный природный уи-руюводоиапорш>|й режим плааа на 01дел1.ных учаечках залежи), с мая 1985 i. было начат внуфикоигурное заводнение переводом иод натекшие прнсводопой скв.Зб-ОГП. Последнее, осущесшляющееся в большом обьёме (в 1989 г. при максимальном о i боре iic(|vni около 0,3 млн. i в пласт введено 900 |ыс. м' воды) и под высоким (20-22 МПа на усн.ях скважин при первоначал!.ном положении ВПК па абсолюнюй отметке - 2013 м). повлекло за собой лишь хаотическое обводнение наиболее продуктивных, имеющих по МНИ i пдродииампческую связь
друг с другом трещиновато-кавернозных зон при продолжавшемся спаде добычи нефти. Согласно выводам диссертанта, турнейско-фаменская залежь Уньвинского месторождения содержала в системах межблоковых полостей не менее 1 млн. т 50% накопленного отбора) нефти при ёмкости МПП как такового не более 1-1,5% от объёма матрицы. Близкие для грещинно-каверновых пустотных систем к 100% значения нефтенасыщения и нефтеотдачи обусловили существенную "вместимость" МПП как резервуара углеводородного сырья, не учтённую при подсчёте запасов, но проявившуюся в процессе промышленной разработки.
Малышевское месторождение относится к книзебулатовскому типу, приурочиваясь к вершине небольшой антиклинальной складки. Продуктивная толща сакмаро-артинского возраста представлена пачками трещиноватых известняков и мергелей, содержащих тяжёлую (942 кг/м3) и вязкую (190,2-205,4 мПас в поверхностных условиях) нефть. Ёмкость МПП оценивалась по методике Ф.И. Котяхова равной 0,443%. В период 1951-1960 гг. из залежи было добыто 114,1 тыс. т нефти и 70,2 тыс. т воды при разработке на режиме растворённого газа при слабо выраженных проявлениях напора подошвенных вод. Максимальный отбор нефти достиг 28,2 тыс. т в 1958 г. В 1961 г. Малышевское месторождение, как и вся кинзебулатовская группа, было выведено в консервацию.
Выборочное исследование некоторых скважин 22 года спустя показало достаточно неожиданные результаты: динамическое пластовое давление (Р„,) восстановилось до начального значения (3,5 - 4,3 МПа), а скважины до статического уровня оказались заполнены безводной нефтью (между тем как в консервацию залежь выводилась при 71,2% -ной обводнённости). Таким образом, разработка Малышевского месторождения на естественных режимах свелась к извлечению наиболее активной доли НИЗ из высокопроницаемого МПП; доля же НИЗ, контролируемая ППБ, осталась практически не вовлечённой в процессы нефтеизплечеиия, что и проявилось подтоком бе ¡»одной нефти из ППБ в МПП и затем в простаивающие скважины. С этой точки зрения выводы М.З. Валитова с соавторами относительно определённого резерва добычи нефти на месторождениях кинзебулатовской группы вполне обоснованны.
Два описанных примера иллюстрируют положение, сложившееся в практике подсчёта и промышленной разработки запасов нефти, относящихся к сложнопостроенным продуктивным объектам: последние (с соответствующими изменениями) моделируются как абсолютно проточная среда, и этот подход отрицательно сказывается как в теории, так и на практике. Задачей настоящей работы, таким образом, являлось иное, системное рассмотрение структуры коллекторских свойств (особенно фильтрационных) нефтегазовых толщ.
3. Результаты изучения "струшурпроваиносш" Ф11.
Фильтрационная неоднородность пластов - коллектров (независимо от диалогического состава, формы и генезиса их полостного пространства) очевидна и эмпирически подтверждается результатами бурения скважин и промысловыми наблюдениями. Имеют место, в частности, "уходы" в пласт промывочной жидкости, аномально повышенная или пониженная продуктивность добывающих или приёмистость нагнетательных скважин, существенно различающаяся проницаемость отдельных прослоев разреза и т.п. Едва ли не с самого начала внедрения в бывшем СССР заводнения пластов отмечалось первоочередное проникновение нагнетаемой воды в наиболее проницаемые зоны с опережающим вытеснением из них нефти. Тем не менее "досистемный" редукционистский подход к строению нефтегазоносных толщ приводит к тому, что продуктивный объект представляется механической совокупностью разнопроницаемых и соответственно с различными темпами вырабатывающихся прослоев. В частности, Л.II. Крылов и др. (1961) моделировали неоднородные ФП продуктивною объекта как совокупность параллельных и различных но пропускной способности трубок тока. Вопрос же о гндрогазодппамичсской связи этих каналов по вертикали в отсутствии трещинных и иных межбло-ково-полостных систем даже не ставился.
Автор, опираясь на концепцию системного подхода к проблемам нефтегазовой геологии и промышленной разработки продуктивных пластов, разработанную А.Н. Дмитриевским и Л.Ф. Дементьевым, а также на результаты собственных исследований ФЕС трещинных коллекторов (С.О. Денк, 1997), предлагает рассматривать любой (а не только трещиноватый) продуктивный объект как ФС, состоящую из двух полостных подсистем (компонент). Как известно, если "досистемное" восприятие предмета исследования выделяет многока-чественность объекта, то системный подход базируется на разнопо-рядковости свойств предмета. В данном случае ФС характеризуется главным свойством - способностью пропускать пластовые флюиды; мерой этой способности выступает проницаемость (гидро(газо)проводность). Компоненты фильтрационной системы различаются по проницаемости на высоко (дренажные каналы) - и низкопроницаемую (вмещающая порода), причём первая формируется не только и не столько МПП (ранее "структурированность" отмечалась в основном в трещинных коллекторах), но и "нормально пористыми" и первично-проницаемыми порово-каверпозными прослоями. Из внутренних связей (структуры) ФС наиболее важна для практических нужд гидродинамическая связь полостных компонент, обеспечивающая действительное существование системы как таковой. Существование подобной гидродинамической связи проявляется, в частности, при снятии кривых восстановления забойного давления (КВД) во вскрывших
Рис.1. К6Д В КОЛЛЕКТОРЕ ПОРОВО - ТРЕШ,ИНПОГО ТИПА ЛРп-ДЕПРЕССИЯ „подпитки" МПП СО СТОРОНЫ БЛОКОВ ВМ£Ш,АЮШ,ЕЙ ПОРОДЫ.
сложнопостроенный коллектор слоистых отложении фамсиского яруса (верхний девон) скважинах (рис. 1) Епапаевскои площади (Бымско-Кунгурская впадина). Форма диаграммы , как видно, ступенеобразна, причём "ступень" графически отображает величину перепада давлений ДРи, обеспечивающую активный массообмен между высоко - и слабопроницаемой компонентами ФС. В зависимости от внешних влияний на ФС продуктивного объекта, интенсивность которых определяется величиной депрессии на пласт ДР, система, следовательно, может либо сохраниться как таковая (ДР < ДРкр), либо "расщепиться" на компоненты при ДР > ДРкр . Последний параметр может быть выделен как критическое (пороговое) значение депрессии, превышение которого неизбежно приводит к разрыву гидродинамической связи между фильтрующими компонентами и распаду системы на изолированные подсистемы. Для коллекторов Западной Сибири величина ДРкр равна 5 МПа. В связи с тем, что на топком экспериментальном уровне исследования подобного рода не проводились, можно предположить, что это пороговое значение справедливо и дня продуктивных объектов иных нефтегазодобывающих регионов, в том числе и Пермского Прп-уралья.
Представление продуктивного объекта, - независимо от его кол-лекторского и литотипа, - как ФС, т.е. диалектическим единством двух проницаемых противоположностей, имеет своё логическое завершение - построение УФМ.
4. УФМ неоднородного пласта - коллектора: обоснование, создание, описание.
Существующая до настоящего времени модель нефтегазоносного продуктивного объекта, представляющая его в виде неразрывно-проточной полостной среды (А. Бан и др., 1962), оказалась не в состоянии отразить всё многообразие внутренних связей моделируемой объективной реальности. Наилучшим образом эта неадекватность отобразилась в практике разработки нефтяных месторождений бывшего СССР: прогнозируемая на основании представлений об абсолютной проточности порового пространства'высокая эффективность искусственного водонапорного режима пласта (с достижением КИИ 0,8 и выше) реально не подтвердилась, а попытки облагораживания нагнетаемой воды какими-либо добавками, в том числе поверхностно-активных веществ (ПАВ), в большинстве случаев были безуспешными. В частности, заводнение растворами ПАВ (C.B. Гусев, 1990) коллекторов месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Западно-Сургутского) оценивается как нерентабельное. Таким образом, достаточно давно (предположительно с начала 80-х гг.) уже назревала объективная необходимость создания иной, более близкой к реальности модели пласта - коллектора.
Относительно последней в литературе имелись вполне определённые предположения. Не вдаваясь в подробный разбор публикаций, следует отметить, что большинство авторов (М.А. Полшыкпна, 1988; Л.А. Пухляков, 1988; А.П. Базылев, 1991) представляли модель слож-попосгроенпой нефтсигюноспой толщи как совокупность высоко -(суперколлсктор, или суперпроводник) н низкоиропииаемой полостных сред, I идродннамически взаимосвязанных между собой. Фильтрация нласювых (|ипоидов в подобной системе происходит двухэтапно -из слабопроницаемой проводящей составляющей в высокопроницае-муго, а из неё непосредственно к забоям дренирующих скважин.
Значительным вкладом в обоснование и создание УФМ неоднородною по ФП коллектора явились работы И.П. Попова (1995, 1997), в которых автор дифференцирует фильтрационные свойства системы на принадлежащие соответственно трещинам (и потому высокие) и порам вмещающей породы (по необходимости низкие); баланс компонент НИЗ нефти (газа) в трещинах и порах оценивается как 1:1. Автор с полным основанием подчёркивает единство и неразрывность описываемой трещинно-поровой ФС (рис. 4, а) вследствие массообменных процессов между полостными компонентами, протекающими при незначительной (менее 5 МПа) величине ДР. Тем не менее, по мнению диссертанта, обосновываемая гидродинамическая модель продуктивного объекта выступает не в роли универсальной, а нить как частная для трещинного (точнее, трещиппо-порового или порово-трешинною) коллекюра. Следует отметить, что автор приписывает трещинам как новсемеспюе распространение (что в условиях "спокойной" тектоники и шшформеипого палсо[ еографнческого положения неф тейповых от ложений не может не оспариваться), так и непомерно высокую (собственная ёмкость трещин как таковых в коллекторах Пермского Приуралья не превышает в основном 0,2-0,3% при существенно более высокой - 1-1,5% - ёмкости МПП в целом) "вместимость".
Отмеченных недостатков лишена предлагаемая диссертантом УФМ, которая действительно универсальна, поскольку построена на основе представлений о структуре отображаемой ФС как диалектическом (в отношении пласта-коллектора - гидро(газо)динамическом) единстве двух проводящих полостных сред - подсистем: высокопроницаемой канально-дренажной (КДС) н низкопроницаемой вмещающей, пли блоковой (БС). В отличии от модели И.П. Попова, в данном случае КДС состоит не из одних лишь трещин или вообще межблоковых полостей вторичного происхождения, но также и прослоев с "нормальной пористостью"; то же относится и к БС, кнмущей включать не только "нормально пористые" блоки матрицы породы (по апалш пи с порово-трещиниым или трещнино-поровым коллекторами), но и системы мелких межблоковых полостей, сопоставимых по Ф11 с ннзкопроницаемыми межзерновымн порами или микрокаверна-
К = 0.48ш-1.15К -1.33
ЕЕЗ' ЕЗ* ЕШ*
рис. г ; Математическое РАЗДЕЛЕНИЕ ПРИ ПОМОШ^ ЛИНЕЙНОГО дпскри-
МИНАНТИОГО АНАЛИЗА ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ( К-СШШРПАЯ ПРОШ-ЦЛЕМОСТО, ИИ!*1 ) й ЕМКОСТНЫХ (ГП - СУММАРНАЯ ЕМКОСТЬ, ДОЛИ единицы) ПАРАМЕТРОВ ПОЛОСТНЫХ СРЕД фС : I- ХАРАКТЕРИСТИКИ КДС при Я<2 ; 2-характеристики БС при 3~вЭАНМ0 ПЕРЕХОДНАЯ ЗОНА (-2*11 < 2), МАТЕМАТИЧЕСКИ ОБОСНОВЫВАЮЩАЯ МОДЕЛЬ ФС.
ми. Очевидно, чю описываемая УФМ будет пригодна для изучения фильтрационных процессов в продуктивных объектах любых коллек-торских типов, фациальнои принадлежности и литологического состава. Гак, при изучении гидротермальной Паужетской системы на Камча же ( II. Рычагов и др. (1993) выделили в нлпоцеиово-миоцеповых водоносных |уфах крупные монолитные блоки размером до 100-150 м (аналогичные БС), ограниченные разуплошёниыми топами толщиной 1-5 м (или КДС в нашем понимании). 'Закономерность подобного ароеиия подчёркиваегся самым определением структуры ФС как мозаично-блоковой (в разрезе и в плане). Канальпо-дреиажная составляющая ФС в данном случае представлена системами ipemnn, тон дробления и круппокавернозных разностей породы.
Теоретически универсальность предложенной фильтрационной модели, равно как и обосновываемая с i рук i ура ФС, вытекают из ре-зулыатв математического разделения при помощи линейного дис-крнминангпою анализа (рис. 2) фильтрационных (к - суммарная про-шщаемоаь, мкм!) и ёмкостных (т - общая ёмкость коллектора, доли единицы) характеристик полостных сред коллектора (па конкретном примере трещиноватых карбонатов фамснско-всрхнсфрапского возраста Гежского месторождения в Соликамской депрессии). Линейная дискрнминантная функция имеет вид R = 0,48 ш -1,15 к -1,93. Из гистограммы распределения R следует, что КДС (в данном случае МПП) наиболее ярко охарактеризована областью R < -2, а БС (иначе говоря, IH M)) - областью R > 2; смена знака наглядно показывает контрастную дифференциацию полостных сред rio ФИ. Наибольший интерес пред-ставляе! "зона перекрытия" в интервале -2 < R < 2. Она иллюстрирует диадемнческое единство КДС п БС, т.е. сфуктуру ФС как таковую.
Результат иромыслово-гидродипамических исследований скважин, дренирующих сложнопостроснный коллектор наподобие слои-с]ых карбонатов фаменского возраста Пнапаевской площади (Пермское Приуралье), показывают, что гидродинамическое единство комнопеш <!>(' - КДС и БС - имеет место лишь в сравнительно узком (рис. I) шпервале забойных давлений ДР„. Таким образом, в зависимости от интенсивности воздействия на ФС последняя может либо функционировать как система, сохраняя своп внутренние связи (прежде всею гидродинамическую между КДС и БС), либо распадаться па указанные фильтрационные подсистемы. Подобное поведение ФС оказывает непосредственное влияние на выработку запасов углеводородного сырья, определяя все технико-экономические показатели процесса нефтегаэопзвлеченпя. Это вполне очевидно, поскольку степень амивносш (мобильности) составляющих общего объёма НПЗ продуктивного объекта, приурочивающихся к КДС и БС, существенно различны: высокопроннцаемые дренажные каналы контролируют
о,
у СЛ.!А
I--,Г
а.)
б)
i, ш
I СМ, п
а
Рис.3.
Стадии разработки схематизированного продуктивного объекта (о.) и динамика текущих отборов для единичной скважины ишимблевского месторождения [б)\ i-стадии разработки, I- состояния фс, з-ежегодмый отвор нефти.
1
IS
наиболее подвижную и легко извлекаемую долю запасов, в то время как слабопроводящая БС вмещает в основном "пассивные запасы" (это весьма характерное определение принадлежит И.И. Абызбаеву, М.М. Сэттарову и A.B. Карцевой (1962)). По абсолютному значению доля НИЗ, приуроченная к КДС, чаще всего невелика, но она играет определяющую роль в суммарной добыче нефти (газа) из продуктивного объекта. В этой связи небезынтересно привести данные об эксплуатации скв. 36-ОГН (фильтр 2156-2182 м) вышеупомянутого Унь-винского месторождения: ёмкость МПП коллектора порово-трещинного типа была опустошена в течение 5 месяцев с отбором 10,17 тыс. т безводной нефти при максимальной (свыше 20 т/(сут МПа) продуктивности карбонатов фаменского яруса. В последующие три года нефть извлекалась из ППБ на режиме капиллярной пропитки по схеме перетока в МПП, причём отбор нефти составил 17,8 тыс. т вместе с ~ 8 тыс. т пластовой воды при продуктивности не более 4-6 т/(сут МПа). Как видно, наиболее активная часть НИЗ нефти, сосредоточенная в КДС (роль которой в данном случае играло МПП), была выработана за короткое время, при высоких технико-экономических показателях и с достижением близкой к единице величины КИН. Напротив, "пассивные запасы" из ППБ (аналог БС) извлекались медленно, малоэффективно и гораздо менее полно: при НИЗ блоковой части коллектора в радиусе контура питания скв. 36-ОГН 44,24 тыс. т до полной "промывки" (напорными подошвенными водами) участка залежи по СМИ было отобрано менее 18 тыс. т, Величина КИН, следовательно, не достигла и 0,4, что закономерно и весьма показательно.
5. Динамика разработки нефтегазоносных продуктивных объектов как закономерная смена состояний ФС.
Стадийность процесса разработки нефтяных месторождений общеизвестна: в частности, Ю.П. Желтов (1986) описывает четыре последовательно сменяющие друг друга стадии, отличающиеся друг от друга уровнем добычи нефти и обводнённостью продукции. Ю.П. Желтов подчёркивает условность выделения стадий в динамике разработки, с чем, однако, невозможно согласиться: очевидно, что все эксплуатационные показатели процесса нефтегазоизвлечения обусловливаются ФП объекта разработки, а следовательно и этапы данного процесса протекают вполне объективно. Действительно, общеизвестная (рис. 3,а) стадийность процесса разработки корродируется с динамикой состояния ФС объекта, что может быть рассмотрено на конкретном (рис. 3,6) примере изменения во времени величины среднегодового (Р.Ш. Танеева, 1963) отбора нефти из единичной скважины Ишимбаевскою месторождения (Башкортостан). Как видно, первая (характеризующаяся непрерывным возрастанием отбора) стадия разработки соответствует двум состояниям ФС - СМ и частично КДС (табл. 1), при которых нефтеизвлечение происходит либо из обеих полостных компонент кол-
лектора в первом случае, либо из наиболее высокоироницасмой - во втором. Вторая стадия, проявляющаяся стабильностью отборов, в данном случае практически отсутствует вследствие весьма малой ёмкости дренажных каналов: высокие показатели дебитов нефти незамедлительно сменяются существенным спадом добычи в довольно короткий срок (третья стадия разработки) и затем её долговременной стабилизацией на очень низком уровне (соответственно четвёртая стадия). Между тем вышеописанная эволюция одного из основных эксплуатационных показателей находится в прямом соответствии с изменениями состояния ФС. Так, опустошение КДС с выработкой наиболее активной доли НИЗ и максимальными текущими отборами соответствует первой стадии разработки; "подпитка" опустошённых дрен со стороны БС - третьей стадии; непосредственное дренирование БС (состояние П) предопределяет четвёртую стадию разработки.
Сложность управления разработкой любого продуктивного объекта в системно-философском плане определяется действием принципа Ле-Шателье, согласно которому система, - в данном случае ФС, - под влиянием внешних воздействий (в данном случае отбора нефти (газа), заводнения, внедрения МУН) стремится перестроить свою структуру, но так, чтобы изменения охватили возможно меньшую часть элементов системы. В итоге имеет место самоструктурирование (в более широком смысле - гомеостатическое саморегулирование) ФС как своеобразный "ответ" на техническое воздействие со стороны человека: сели последний стремится (особенно при реализации МУН) подвергнуть заранее планируемым изменениям возможно большую часть элементов ФС пласта-коллектора, то самая система "сопротивляется" этому. Не случайно Л.Ф. Дементьев (1988) указывал на необходимость создания методик гибкого ("самосовершенствующегося") управления разработкой, в процессе воплощения в явь которых система разработки залежи (месторождения) будет нести функции не "насоса", механически поднимающего пластовые флюиды из недр на поверхность, а "машины", в своём роде (через управление фильтрационными потоками) обрабатывающей залежь (месторождение).
Важным шагом на пути к созданию подобных методик стали работы И.П. Попова (1995, 1997), в которых на основании предложенной им модели пласта-коллектора динамика разработки продуктивных объектов представляется (рис. 4, б) объективной сменой основных кол-лекторских типов, - трещинного (Т) и порового (П), - через спектр взаимопереходных типов: грещинно-порового (ТП) и порово-трещинного (ИТ). Указанная смена, как отмечает автор, не в последнюю очередь определяется интенсивностью техногенного воздействия, - а именно величиной ДР. - на залежь, в зависимости от которой (интенсивности) изменяется и мера гидродинамического единства
Рис. 4
К вопросу о моделировании ФС слажнопостроенных объектов: а,б-
по И.П.Попову (1995 е.), Т,ТП,П-тпипы коллекторов у в, г-динамика системы во времени согласно представлениям! автора для несртянын месторождений фолькенрода и Тунгор. г/ в - накопленный
отбор нерти и воды, 8 т.ч. из КДС (1С1КДС) и БС (1ЦПпе\ КДС, СМ и П - состояния ЯРС на каждом этапе разработки
(вплоть до полного исчезновения этого единства) поровой и трещинной коллекторских компонент.
Однако на дефиниционном уровне с представлениями И.П. Попова согласиться трудно хотя бы потому, что тип коллектора практически во всех созданных и используемых классификациях (Е.М. Смехов, 1974; К.И. Багринцсва, 1982, и др.) выделяется по граничным кршсри-ям ФЕС, а потому является постоянной величиной, обозначающей объективно существующее явление природы. Например, коллектор трещинного типа (К.И. Багринцева, 1982), характеризующийся насыщенным" защемлённой" реликтовой пластовой водой ППБ и содержанием углеводородов в одном только МПП, никоим образом не в состоянии трансформироваться (или быть трансформированным) в коллектор трещинно-порового типа, матрица которого насыщена нефтью (газом) и фильтрует углеводороды.
Предлагаемая диссертантом УФМ неоднородного пласта, отображающая строение ФС объекта, позволяет выделить три основных состояния ФС - КДС, СМ и П, характеристики которых приведены в табл.1. Как видно, внутренние связи системы могут быть либо согласованы (т.е. ФС существует), либо рассогласованы с ликвидацией самой системы. Первому случаю соответствует состояние СМ, при котором вследствие ограниченной депрессии на пласт (АР <, ДРк,,) имеют место гидродинамическое единство и совместная выработка КДС и БС: радиальная фильтрация из второй полостной системы в первую сменяется прямолинейно-параллельным течением пластовых флюидов в дренах к забоям скважин. При этом состоянии ФС наблюдаются некие усреднённые темпы роста накопленного отбора пластового флюида (рис 4, в, г) и обводнённости продукции.
Табл.1
Характеристики состояний фильтрационной системы
Состоя- Состояние Дренируемая Тип фильтрации Схема дре-
ние ФС внутренних полостная пластовых нирования
связей ФС компонента флюидов
КДС Полностью Дренажные Прямолинейно- Аналогична
рассогласо- каналы. параллельный. коллектору
ваны. трещинного нша.
п Полностью Вмещающая Радиальный. Аналогич-
рассогласо- порода. на порово-
ваны. му коллектору.
СМ Согласованы Совместно Совместно тот и Аналогич-
БС и КДС. другой на смешанному коллектору.
"Расщепление" ФС определяет гидродинамическую разобщённость полостных компонент (при ДР > ДРкр) и раздельную выработку НИЗ: вначале пз обладающей наивысшими ФП и контролирующей наиболее активную долю запасов нефти (газа) КДС, а в последующем, по мере опустошения п "промывки" (или "продувки") дреп искусственно вводимым пли природным вытесняющим агеиюм - пз БС. Состояние КДС характеризуется (рис. 4, в) прежде всего стремительным ростом трущего и накопленною оiборон углеводородном) сырья и быстрым повышением содержания в продукции воды (в наиболее типичном случае разработки продуктивного объекта на естественном или искусственном водонапорном режиме). 15 состоянии 11, напротив, происходи! извлечение нефти ([аза) m БС, эффективность которого всецело определяется ФП вмещающей породы. Обводнённость извлекаемой продукции на данном этапе стабилизируется, поскольку КДС уже полностью контролируется напорном пластовой или нагнетаемой водой.
Динамику состояний ФС продуктивных объектов следует проиллюстрировать примерами двух нефтяных месторождений - Фолькенро-да в Восточной Германии (по данным Г.Х. Дикенштейна и др., 1975) к XX пласта месторождения Тунгор на Сахалине (материалы Б.К. Остистою и др., 1969).
На месторождении Фолькенрода разрабатывались три залежи в плитчатых доломитах цехштейна (верхняя пермь), залегающих па глубине 635-655 м и обладающих трещинным типом коллектора: межзерновая пористость не доспи ала и 1%, ионому резервуаром и проводником нефти служило MIIII. II течение первого года эксплуапщип (рис. 4, в) 01 бор пластовою флюида производился из наиболее высо-копроппцлемых межблоковых каналов (состояние КДС) с дебшамн отдельных скважин около 300 т/сут (средний начальный дебит 42 т сжссуючио) п добычей -63% суммарного оiбора нефти. По мере опустошения крупных межблоковых полостных систем в дренирование вовлекались более мелкие, менее проницаемые, поэтому в продолжение 1931-1934 гг. ФС пребывала в состоянии СМ, » котором было извлечено 32,3% ог накопленной добычи по месторождению. Состояние Г1 фильтрационной системы, в котором происходило дренирование микроскопических, сравнимых по ФП с межзерновыми порами представителей МПП, оказалось наиболее длительным (четырнадцать лет) и наименее эффективным в онюшенин нефичпвлеченпя (шбор составил менее 5"'ч накопленною). Специфические i соло! о-промыслопые условия месторождения Фолькенрода, в юн числе трещинный тип коллектора и высокая проводимость M1II1, предопределили опшешеиьно высокую эффекпшпость режима растворённого lata (природный на-
пор поднефгнных под оку i стонал, а никакие метлы пюрпчион добычи неф ni не применялись).
Коллсктр XX пласта месюрожденпя Тушор иредешплен песчаниками (6 пронластков толщиной в пределах 3,3-15.8 м) нижиеокобы-KaiicKoii иодсвшы (верхний миоцен), расслоенными i липами. Как самые песчаппкп, так н пншппые разделы подроблены кчиоппческимп трещинными системами (особенно в перпклпнальпых частях Тушор-CKoií складки), обеспечивающими iпдродинампческую спячь учаечков залежи. Наиболее проницаемы (при межзериовой порисгосш П-18%) два верхних песчаных прослоя (K.M. Обморышев, 1965). В иродукпш-ном обьекче имел место природный упрут оводопаиорпыи режим.
Как показано па рис. 4, i, в период 1959-1961 и. ФС залежи пребывала в наиболее рациональном с io'ikii ipciiiut нефи'н шлгчепни со-сюяинн СМ: вы])або1ка 1111'$ осуществлялась доеглючпо равномерно как из КДС (и данном случае представленной "нормально иорнпыми" прослоямп с подчинённым рашшнем /¡кчцшшоН ёмкое mi), i;ik и и i 1>С, о чём спидеicjii.ciповала линейная зависимосп. napaciaioineiо обьёма пторпппхея в нефшюсную часть залежи краевых вод oí продолжи! ельност и разработки. Дсбигы же немноючислсниых пробуренных скважин были высокими - 130-170 i /су г па каждую, обводнённость не превышала 1-1,9%.
Активное разбуривание продуктивного объекта в течение дву х последующих лет, форсирование текущего отбора нефти вплоть до максимума (1600 т ежесуточно) и снижение Р., (с темпом до 1,8 МПа/год) обусловили "смещение" ФС в состояние КДС с форсированным опустошением ёмкости дренажных каналов. Сравнительно небольшой обь-ём последних выявился существенным (от 19,8 до 14,5 МПа) уменьшением Р., п возрастанием обводнённости наиболее проводящих зон. Следует отмстить, что интерференция скважин в высокоиропицасмых дренажных каналах привела к уменьшению единичных дебпюп до 4290 т/су г.
"Промывка" КДС напорными 'кошуриымн водами завершилась стабилизацией обводнённости на уровне 8% и переходом ФС в состояние П. В этом состоянии показательно уменьшение показа к-лей текущих отборов нефти в целом по залежи (до 830 т/суг) и по отдельным скважинам (до 10-38 т/сут) вследствие существенных i ндродннамиче-екпх соирошвлсинй при фильтрации нефти в БС.
Проведённый анализ показателей разработки двух вышеописанных месторождений с позиций системных представлений о состоянии ФС свидетельствует в пользу универсальности этих воззрений в целом и предложенной УФМ пласта-коллектора в частости, независимо от лию - и коллекгорского типов продуктивных отложений, их возраста и режимов разработки. Закономерностями являются также сосредоточение основной части (60-63%) акшвиых НИЗ в высокоироппцаемой
КДС и их первоочередной отбор после техногенного "расщепления" системы; однако этот форсированный отбор в состоянии КДС даёт
лишь относительный эффект, поскольку в итоге опустошения дрен ФС неизбежно переходит в состояние П с характерной для него низкой и чаще всего нерентабельной добычей нефти (газа). Наиболее рациональным и технологичным с точки зрения нефтегазоизвлечения является состояние СМ системы, поддержание в котором ФС является, по мнению диссертанта, основной задачей разработки месторождений уг-леводородно! о сырья как в теории, так и на практике.
6. Оценка влияния гидродинамических характеристик объекта разработки па некоторые его эксплуатационные показатели.
Сисчсмный подход к представлениям о структуре нефтеносной толщи с неоднородными ФГ1 заставляет критически переосмысливать необходимость (или, во всяком случае, рациональность) внедрения многих технологий воздействия на пласт. Прежде всего это касается общепринятого на нефтяных месторождениях бывшего СССР внутри-контурного заводнения, ставшего буквально методом первичного неф-теизвлечения, - поскольку система заводнения в большинстве случаев осваивалась либо одновременно с началом отбора нефти из объекта, либо короткое время спустя. Подобное положение дел, фактически проистекавшее из субъективных побуждений добыть как можно боль-шип объём нефти в течение как можно меньшего срока эксплуатации, теоретически обосновывалось предположениями относительно достижения высоких значений КПП. В частности, И М. Муравьёв с соавторами (1970) оценивали последние в пределах 0,5-0,8 при естественном пли пскусавеппом водонапорном режиме пласта. Такого рода опенки были вполне правомерными, поскольку нефтеносный коллектор уподоблялся в модели абсолютно проточной полостной среде, вытеснение пластовых флюидов из которой должно было бы в принципе быть практически полным при соблюдении определённых технических и геолого-физических условий: объёма и темпа нагнетания воды, благо-прняшого соотношения реологических показателей пластового флюида и вытесняющего агента, отмывающей способности водорастворён-ных ПАВ и пр. На практике же, естественно, имели место существенно отличающиеся от ожидаемых, нередко и прямо противоположные им результаты, которые можно было бы предвидеть в рамках представлений о состояниях ФС и при использовании УФМ пласта-коллектора.
Гак, в XX пласте сахалинского месторождения Туш ор (рис. 4, г) к прикоитурному заводнению (Б.К. Остистый и др., 1969) приступили в начале 1965 г.. когда ФС находилась в состоянии П, а высокопроницаемые дренажные каналы были уже освобождены от нефти. По этой причине следовало прогнозировать преимущественную фильтрацию
_ ,___________ 1952.
1955
1956
1959
300 600 900 1200 1500
(Цв , м3/сут
Ян мУсдт 100
80 60 40 20
1952
1951
,1950
_1_
300 600 900 1200 1500
1959 Ц /7
„Д з/ J Цв,м/суг,7
Рис. 6.
Динамика показателей разработки при бнутри-контурнсзм заводнении ■■ С^н - отбор несрти, @£-обьелг нагнетаемой Зоды , Цд- отбор Воды
нагнетаемой воды в КДС и неэффективность планируемого искусственного водонапорного режима, поскольку вода, распределяясь в лишённых нефти дренах, не выполняла бы полезной работы. На практике
этот прогноз (пусть и ретроспективный) вполне подтвердился: по расчётным данным, в продолжение 1965 г. индекс вытеснения нефти закачиваемой водой оценивался в 4-5% (для сравнения, аналогичное значение дня напорных краевых вод составляло 22-27%, для растворённого газа 69-73%), а на всесоюзном совещании по использованию методов заводнения (г. Альметьевск, 1973) отмечалось, что и в начале 70-х гг. добыча нефти по XX пласту продолжала снижаться, невзирая на заводнение.
Более наглядные результаты даёт анализ разработки (Р. Эрлогер, Э. Герреро, 1963) с применением внутриконтурного заводнения (рис. 5) опытного участка нефтеносных песчаников Бартлесвил в Оклахоме (США). Как видно, до тех пор, пока из объекта отбиралосьие более 50 т/суг нефти и нагнеталось в него менее 1000 м3/сут воды, - иначе говоря, при не слишком высоких перепадах давления на пласт (депрессии и репрессии), - ФС пребывала в состоянии СМ, представляющемся на диаграммах результирующей (равнодействующей) текущих отборов в состояниях КДС и П, и процесс нефтеизвлечения был плавным и относительно равномерным. Форсирование темпа заводнения до 1000 м3/сут при соответствующем увеличении репрессии на пласт обусловило рассогласование внутренних связей ФС с переходом её в состояние КДС. Характерное для последнего интенсивное гидродинамическое вытеснение пластового флюида из дрен поначалу обеспечило резкое -до 100 т/сут в 1952 г. - увеличение текущих отборов нефти, которые, тем не менее, быстро и существенно (на 50% от максимального значения в 1953 г. и более чем на 75% в следующем году) снижались по мере исчерпания запасов нефти в дренах; "промывке" КДС сопутствовало скачкообразное возрастание объёмов попутно добываемой воды. Попытка стабилизировать спад добычи нефти дальнейшим форсированием (1200-1431 м3/сут) объёмов вводимой воды в период 1954-1956 гг., объясняемая типично механистическим пониманием закономерностей вытеснения, была малоуспешной: некоторое - в 1955 г. до уровня 1951 г. - повышение отборов нефти , вызванное окончательным "доотмывом" углеводородного сырья в полостном пространстве дрен, не было (и не могло быть) стабильным. Данные, приводимые Р. Эрло-гером и Э. Герреро, позволяют сделать вывод, что с 1957 г. нагнетаемая пода контролировала КДС и фильтровалась по пей к забоям добывающих скважин, небольшой же и постоянный (10-15 м3/сут) приток нефти продуцировала БС; ФС, следовательно, перешла в тот период эксплуатации в состояние П.
На примере песчаников Бартлесвпл ярко выражается основной критерий выбора методики воздействия на ФС: обеспечение гидроди-
мимического единства проводящих компонент с целью наиболее рациональною извлечения нефш записиI не от воздействия как таковою (например, нагнетания различных по соиаиу и свойствам пьпеспяю-1цих агентов, и т.н.), но от пнгспсипносги згою возде|"1ствпя, в значительной мере определяемой структурой ФС. В данном случае внуфи-коптурное заводнение с умеренным (954 м3/суг) темпом позволило разрабатывать ФС в наиболее технологичном её состоянии. При проектировании разработки нефтяных месторождений, таким образом, предлагается обращать пристальное внимание не на то, какой вытесняющий агент и по какой системе вводится в продуктивный объект (хотя важность этих вопросов очевидна), а на темпы этого введения. Система поддержания пластового давления должна, следовательно, выбираться из условий обеспечения необходимого темпа нагнетания пытес-няющего агента.
В условиях чрезмерно интенсивного воздействия на ФС, когда перепад!.! давления на пласт превышают пороговое значение, последняя незамедлительно "расщепляется" на компоненты, раздельная выработка запасов нефти в которых нерациональна и неэффективна. В этом убеждаег пример вышеупомянутой турнейско-фаменской залежи Унь-винского месторождения: в период 1985-1990 гг. фонд добывающих скважин возрос практически пятикратно, объём же ежегодно вводимой в продуктивный объект воды достигал 1млп. м3 (при максимальном О1боре менее 0,3 млн. т нефти в 1989 г.), что обусловило немедленный переход ФС из состояния СМ в состояние КДС. Гидродинамическое вытеснение нефти из полостного пространства дрен характеризовалось, с одной стороны, стремительным ростом накопленного отбора (от менее 0,6 млн. т в 1987 г. до 1,35 млн. т тремя годами позже), а с другой стороны - обводнением продукции (вдвое в период 1990 - 1991 гг.). Максимум ежегодного отбора нефти, достигнутый в состоянии КДС, являлся поэтому преддверием интенсивного спада темпов добычи в близком будущем - до 7,6 - 8,3% от текущих извлекаемых запасов нефти (при предельном значении 21%). Опорожнение дренажных каналов завершилось к 1992 г., когда обводнённость стабилизировалась на уровне 76±2%, а ежегодная добыча нефти составляла около 0,2 млн. г.
Что же касается оптимальной величины ПСС, то эта проблема и в рамках системного подхода пока не имеет однозначного решения. Но на качественном уровне можно не без оснований говорил, о том, что состояние ФС имеет для достижения их высоких показателей нсфтс-извлечения большее значение, чем ПСС как таковая. Примером могут служить три продуктивных горизонта в трещиноватых известняках бухарских слоёв (палеоцен) на нефтяном месторождении Учкызыл в Узбекистане (А.Р. Ходжаев с соавторами, 1974), разрабатывавшиеся в условиях природного водонапорного режима в продолжении 1935-1946 гг. (рис. 6, а). КДС в данном случае слагалась главным образом МПП
Годы эксплуатации
а)
1987 1388 1989 1990
5)
Л 2 /-ч
в 4£>ха"«
1 4бж
Рис. 6.
ФАКТИЧЕСКИЕ (I) И ПРОЕКТНЫЕ (2) ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УЧКЫЗЫЛ 1а) И ПЕСЧАНООЗЕРСКОЕ,(6): 3-ТЕкуш,ИЙ отбор иефти , 4 - накопленный СТВОР нефти, 5" ТЕКШИЙ 0Т50Р ВОДЫ, 5- накопленный ним нагнетенной воды.
(вследствие межблоковой полостиости слабопроницаемые в опюше-нии ГШ Б доломитизированные известняки II горизонта продуцировали пригони нефти дебитом 80 т/сут и выше) значительной проводимости, поэтому была в течение первых трёх лет эксплуатации месторождения опустошена и "промыта" напорными водами. Накопленный отбор нефти и воды к началу 1947 г. (времени прекращения разработки) составил 0,188 и более 3,3 млн. т соответственно. На небольших площадях нефтяных полей (268 га для I горизонта, 145 га для II горизонта) в эксплуатации перебывало около 100 скважин; ПСС варьировала в пределах 3-6,6 га/скв. Тем не менее оказалось, что практически была извлечена лишь наиболее активная доля НИЗ, контролируемая КДС, в то время как приуроченные к БС запасы нефти фактически не вовлекались в разработку: относящиеся к 1969 г. наблюдения свидетельствовали о том, что десятки простаивающих скважин на месторождении Уч-кызыл самопроизвольно переливали нефтью с суммарным дебитом 1015 т/сут. Более наглядно взаимовлияние ПСС и состояния ФС иллюстрирует динамика текущих отборов (М.Т. Абасов и др. 1979) отборов газа и конденсата из песчаных отложений подкирмакинской свиты на месторождении Южная (Азербайджан). При нахождении ФС продуктивного объекта в состоянии КДС (1965-1971 гг.) отмечались стабильно высокие темпы отборов газа и конденсата, приближающиеся к 10 и 13 % от НИЗ ежегодно при 2-4 эксплуатирующихся скважинах. К концу указанного периода дренажные каналы были практически опустошены и "промыты" напорными контурными водами, - отбор воды возрос в пятьдесят раз, - вследствие чего ФС самоперестроилось в состояние СМ. Последнее характеризуется существенно большими затратами пластовой энергии на осуществление двухстадийной фильтрации флюидов из БС в дрены и сквозь них в скважины. Соответственно имело место резкое, - до 4,8 % по газу и 0,8 % по конденсату от НИЗ ежегодно, -^снижение темпов отборов. Показательно, что бурение дополнительных скважин и увеличение эксплуатационного фонда до 5-6 единиц не оказали никакого влияния на динамику добычи газа и конденсата и фактически привели лишь к непроизводительным расходам, тем более на морском месторождении.
Как видно, на эмпирическом уровне можно вполне определённо судить о том, что при нахождении ФС в состояниях СМ и КДС разработка продуктивного объекта на одном из естественных режимов обеспечивается редкой сеткой высокопродуктивных скважин. Таким образом, равномерное и полное нефтеизвлечение в данном случае мало связано с ПСС и обусловливается состоянием ФС.
7. Паушо-иракшческис рекомендации ко рацноналшацин процессом пефшгшлечешш дли конкретных месторождении на осноне снсгсм-1Ю10 подхода к с i роению ФС' и использованию У«1>М.
Прежде нсею необходимо огмегить реальную возможность оценки с помощью предложенной УФМ сложнопостроенных продуктивных обьектон активности НИЗ, а соответственно и предполагаемой величины КПП для обеих полостных сред и объекта как такового. Очевидно, чю сосредоточенные в КДС запасы углеводородного сырья всегда будут наиболее подвижными, активными и эффективными с точки зрения промышленной эксплуатации. Согласно выводам многих исследователей (K.M. Багринцева, 1982; Е.М. Смехов, 1974; Б.А. Тхостов и др. 1970). КПП для Nirill, несущего функции КДС в коллекторах грещин-по| о м смешанных типов, приближается к единице и чаще всего не ниже (И.Г. Полянский, Я.Х. Сюняев, 1993) 0,8-0,85. В тех нередких случаях, ко! да КДС представлена "нормально пористыми" прослоями, величина КПП закономерно уменьшается (и том числе вследствие суще-сIно11loiо влияния реологических своисш нефти на эффективность сё извлечения из иорово-каверновой полостной среды), хотя и остаётся доски очно высокой: В.Д. Викторин (1990) оценивает значение конечною KIIII в высокопроннцаемых (более 0,1 мкм2) пористых карбонатах Урало-Поволжья в пределах 0,5-0,65. Что же касается контролируемой БС доли НИЗ, то КИН в данном случае при непосредственном дренировании вмещающей породы, - иначе говоря, в состоянии П фильтрационной системы, - едва ли превысит 0,06-0,08; эти показатели свойственны карбонатным продуктивным объектам с малой (0,01-0,02 мкм1) проницаемостью. Высоковязкпе, а тем более обладающие нень-ютповекпми реологическими свойствами нефти (наподобие содержащейся в турпсйскоп залежи Кудрявцепского месторождения (Пермское Приурачье), харакюрщующсйся сiрукiypiioil вязкоаыо 139 мПас) Moiyi в данном случае оказаться вообще пеизвлекаемыми. Таким образом, при промышленном нодсчёю запасов нефш (газа) следует учн-и.шап. разипчпя miioiiix показателей (иефкча зопасыщення и пефгсга-зоотдачп прежде всею), порождённые кот рас гной дифференциацией Ф11 проводящих сред пласта.
Пе реход от редукционистских преде пилений о структуре нродук-IiiBHoi о обьекта к снасмным взглядам на предмет открывает широкие перепек швы в ошошепии контроля за разработкой месторождений нефти н Iаза. В частности; при равномерном извлечении нефти (газа) in обеих компонент ФС величина накопленного отбора IQM должна был, прямо пропорциональна продолжительности разработки t (EQ„ = f(t)); нарушение линейной зависимости свидетельствует о том, что в продуктивном объекте реализуется заведомо неэффективная в технологическом отношении система раздельной выработки НИЗ - вначале в высокопроницаемой КДС, а затем в БС, ФП которой существенно
(на порядок п более) ниже. "Расщепление" ФС на Iидродипамичсски изолированные полостные компоненты и установление состояния КДС приводят ко многим осложнениям в процессе нефтегазонзвлечепня, основными из которых становятся форсированное обводнение (или "загазовыванпе") высокопроннцасмых дренажных каналов вместе с дренирующими их скважииамн, "полосование" иродук 111111101 о объекта "языками" обводнения (или байпасами газа) на слабопронпцасмыс зоны и консервация в последних определённом и могущей бы п. весьма значительной доли НИЗ, становящихся трудноизвлекаемыми. Таким образом, главной задачей планируемого регулирования процессов нефтеизвлечения следует признать поддержание ФС продуктивного объекта в состоянии СМ в течение возможно длительного периода (в идеальном случае на всём протяжении промышленной разработки).
Работы диссертанта касаются главным образом ретроспективного моделирования динамики состояний ФС продуктивных объектов разрабатываемых с давних пор (или полностью выработанных) месторождений. Таких продуктивных объектов было изучено более 200. Тем не менее полученные апостериори выводы вполне возможно применить для решения текущих проблем нефтеизвлечения и получи и, в достаточной мере верные н актуальные для рационализации этого процесса рекомендации.
Примером может служить продуктивная песчапо-алепролпишая толща чаркабожской свиты (нижний триас) на Песчапооэёрском нефтяном месторождении (о. Колгуев и сопредельная часть шельфа Баренцева моря), обладающая ярко выраженной двойственностью ФП (табл. 2).
Табл 2
ФЕС и продуктивность объекта разработки
Полостная 'компонента ФС Литологвчес кий состав вмещающих пород Ёмкость, % Пронпцас мость, Ю-» МКМ2 ДсПпты нефти по скважинам т/сут Депрессия на пласт, МП а
КДС Песчаники 24 150 15-130 3-6
БС Алевро- 15 15 2-15 6-9
литы
Изучавшие ФПС терригеппого коллектора чаркабожской свиты Ю.Ф. Федоровский и др. (1990) предполагали, исходя из косвенных промыслово-геологнческнх данных (различная продуктивность однородных но каротажным характеристикам участков разреза, шдродп-мампческая связь между забоями скважин, отстоящих друз от друш на 1 км и более), широкое развитие в отложениях мнкро - и макротрещин. Модель нефтегазоносной толщи представлялась им непрерывным че-
редованпсм по напластованию и нкрест простирания продуктивных отложений высоко средне -, иизкопроницаемых участков.
Опытно-промышленная эксплуатация продуктивного объекта в период 1987-1988 гг. характеризовалась нахождением ФС в состоянии КДС, на что указывало, в частности, уменьшение Р„, на 30-40% по сравнению с начальным значением при отборе относительно небольших (рис. 6, б) объёмов нефти. Тем не менее проектируемые на 19891990 гг. показатели текущего и накопленного отборов явно обосновывались, исходя из линейной зависимости Е(2Н = £(1), иначе говоря - из условий состояния СМ фильтрационной системы пласта. Между тем вполне очевидно, что при пребывании системы в состоянии КДС с влиянием внутриконтурного заполнения (причём объёмы нагнетаемой воды должны были возрастать практически иа порядок в период 19891990 гг.) будет иметь место не равномерная, а пикообразная добыча нефти - с быстрым достижением максимальных показателей эксплуатации при вытеснении углеводородного сырья из песчаных зон (КДС) с последующим их обводнением и "омертвлением" той доли НИЗ, которая контролируется алевролитовыми зонами (БС) разреза. Не менее очевидно и то, что проектируемое для Песчаноозерского месторождения бурение уплотняющих скважин для выработки линз и тупиковых участков базировалось на "досистемных" представлениях о строении ФС (в частности, трещиноватость продуктивных отложений, как показали результаты исследований С.О. Денка (1992) нефтегазоносных карбонатов Соликамской депрессии, предполагает гидродинамическую связь всех по преимуществу участков разреза), явно не могло бы предотвратить пагубных последствий раздельной выработки запасов углеводородного сырья в полостных средах и при возможной реализации явилось бы непроизводительной зратой средств, учитывая трудные условия Арктики. Для выработки более детальных рекомендаций необходим, естественно, существенно больший обьём исходной информации, в т ом числе промыслово-геологической.
Малоизученным, но практически весьма важным вопросом остаётся влияние состояния ФС пласта - коллектора на физические параметры Пластовых флюидов - нефти, газа и конденсата. В частности, вариации Р„,. характерные для большинства подобных состояний (например, в состоянии КДС при опустошении ёмкости дрен Р'., обычно существенно снижается), приводят к изменению свойств углеводородов: под влиянием техногенных воздействий перестройке подвергаются все компоненты продуктивного объекта как геофлюидодинами-ческой системы. Одним из примеров служит динамика разработки (М.Т. Абасов и др., 1979) газоносной песчано-алевролитовой толщи V горизонта балаханской свиты (верхний плиоцен) на месторождении Южная (Азербайджан). Эксплуатационные показатели объекта при
нахождении ФС. в состоянии СМ (1966-1972 гг.), когда залежь дренировалась одной - двумя скважинами, были в общем "средними": ежегодные отборы газа, конденсата и пластовой воды (в пласте имел место упруговодонаиорный режим) составляли 40-140 млн. м\ 0,4-1,5 тыс. т и 0,1-0,2 тыс. м5 соответственно. Газ на 93,2 % состоял из метана при содержании конденсата 8-9 г/м3. Увеличение фонда скважин до 3-5 единиц в период 1972-1975 гг. с параллельным наращиванием добычи газа до 200-280 млн. м3 и конденсата до 2,8-3 тыс. т ежегодно повлекло за собой перестройку ФС в состояние КДС. Пели в предыдущий период снижение Р„, не превышало 0,15-0,2 МПа в год, то в состоянии КДС оно составило 0,6-0,9 МПа ежегодно ввиду форсированного опустошения ёмкости дрен. В итоге в последних начал выпадать конденсат с характерным осушением извлекаемого газа - содержание метана в нём возросло до 97,3 %. Динамика добычи конденсата в состоянии КДС существенно отличалась от аналогичной в состоянии СМ: вначале содержание конденсата в продукции достигло максимума - 15 г/м3, чему соответствовало максимальное значение отбора - 3 тыс. г ежегодно, затем этот показатель снизился до 7-8 г/м5 при отборе 2,3-2,4 тыс. т в год. Объяснение этим явлениям кроется в практически поршневом характере вытеснения конденсата напорными контурными водами из КДС: последняя к 1975 году была уже в достаточной мере "промыта" (текущая добыча воды превысила 73 тыс. м3) с извлечением львиной доли жидкой углеводородной фазы, поэтому максимум отбора газа -339 млн. м3 в 1975 г. - наблюдался на фоне снижения отбора конденсата. С другой стороны, но мере уменьшения Р„, конденсат выпадал и в слабопроницаемой и практически не отдающей флюид (как по причине низких ФП, так и вследствие одновременной добычи больших обьёмов иоггутноп воды из КДС) БС. Пример месторождения Южная наглядно показывает, что разработку залежи V горизонта следовало вести в состоянии СМ фильтрационной системы, отбирая не более чем двумя скважинами по 110-130 млн. м3 газа и 1-1,2 тыс. т конденсата ежегодно. Естественно, что накопленная добыча углеводородов к 1975 году в этом варианте разработки составила бы 1,2-1,3 млрд. м3 газа и 10-11 тыс. т конденсата против фактических показателей 1,82 млрд. м3 и 16,9 тыс. т , однако это относительное отставание темпов отборов должно было компенсироваться как с чисто технологической (стабильно низкие отборы контурных вод взамен прогрессирующею обводнения продукции) и экономической (отсутствие затрат на бурение дополнительного фонда скважин) позиций , 1ак и с точки зрения рацпоналта-цпп процесса газо- и кондеиса!отвлечения (недопущение образования в БС "омертвляющихся" запасов конденсата за ечё| существенно меньшего темпа снижения Рп|). Но если первые два направления рационализации процессов извлечения углеводородного ci.ipi.ii актуаль-
ны во всех случаях, то третье, предусматривающее поддержание ФС в оптимальном состоянии для строгого регулирования величины Р„,
разработано конкретно для газоконденсатных продуктивных объектов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В диссертационной работе на основе системного подхода к изучению сфоения и фильтрационных свойств сложнопостроенных продуктивных объектов выработана научная концепция фильтрационной системы пласта-коллектора, служащая отправной точкой для получения имеющих научное и практическое значение выводов относительно структуры неоднородных нефтегазоносных пластов и рациональной вырабош! содержащихся в них запасов углеводородного сырья.
1. ФС пласта-коллектора представляется диалектическим единством контрастно дифференцированных по ФП полостных сред - высокопроницаемой канально-дренажиой и слабопроницаемой блоковой (вмещающей). Доли НИЗ углеводородного сырья, контролируемые каждой из компонент системы, различны в численном отношении (ёмкость БС, а соответственно и объём содержащихся флюидов, по абсолютному значению чаще всего существенно превышает аналогичные параметры для КДС), однако дренажные каналы в силу максимальных ФГ1 вмешают и отдают собственные запасы нефти (газа) с наиболее высокими технико-экономическими показателями, что обусловливает опюсение этих запасов в категорию самых активных. Соответственно при промышленном подсчёте запасов углеводородного сырья следует прнннмап. во внимание существенно различные подсчёгпые параметры (особенно коэффициенты neijiiei азонасыщенпя п нефгегазоотдачи), характеризующие полостные компоненты ФС.
2. Воздействие извне, в том числе при выработке запасов углеводородного сырья, в зависимости от их интенсивности определяют либо гидродинамическое единство (в более широком смысле - согласование внутренних связей) ФС, либо "расщепление" последней на гидродинамически изолированные компоненты. В первом случае фильтрационные потоки в пласте неразрывны и изменяют лишь свой характер (с радиального в БС на прямолинейно-параллельный в дренах), вследствие чего запасы углеводородного сырья в обеих полостных компонентах вырабатываются одновременно и равномерно (состояние СМ системы). Во втором же варианте извлечение происходит порознь: вначале и КДС (одноимённое состояние ФС характеризуется максимальными темпами отборов и обводнения), а в последующем в БС (состояние II фильтрационной системы, для которого обычен стабильный, по низкий уровень добычи углеводородного сырья, обусловленный малыми ФП вмещающей породы). Оперируя общепринятыми понятиями
нефтегазовом геологии, схему извлечения нефти (газа) в состоянии СМ следует уподобить таковой для коллектора порово-трещинного типа ("подпитка" МПП со стороны ППБ), КДС - трещинного типа, П - типично норового коллектора.
3. Состояние ФС обусловливается не самим воздействием на пласт-коллектор, будь то заводнение, нагнетание газообразных рабочих атп'ов и г.и., но ингснсивностмо данного воздействия, опосредствующейся интегральным показателем перепада давлений (депрессии или репрессии) на пласт. Критическим значением этого показателя, превышение которого приводит к рассогласованию внутренних связей (прежде всею гидродинамической) ФС и "расщеплению" её на компоненты, можно в порядке первого приближения принять 5 МПа. Этот вывод весьма важен в практическом отношении: управление разработкой, следовательно, сводится к поддержанию на должном уровне величины перепада давлений на пласт ради сохранения состояния СМ фильтрационной системы, иначе говоря - её самой как системы. Актуальность подобных заключений трудно переоценить.
4. Поскольку КДС и БС могут быть представлены полостями любых форм и генезиса, - от трещин и карстовых полостей до межзерновых пор и капилляров, - и быть развитыми в отложениях любого возраста, литотипа и фациалыюй принадлежности, то предлагаемая фильтрационная модель пласта-коллектора действительно универсальна.
В диссертации получили отражение два важнейших направления исследований: моделирование с позиций системного подхода структуры продуктивных объектов и использование полученной модели пласта-коллектора при решении задач нефтегазовой геологии и разработки месторождений нефти и газа.
СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
Монографии:
1. Коллекторские свойства и вопросы разработки нефтеносных рифовых толщ Пермского Приуралья // Пермь: Изд-во Пермского гос. тех. ун-та, 1997. 104 с.
2. Нетипичные продуктивные объекты Пермского Приуралья // Пермь: ОАО ПермНИПИнефть, 1997. 305 с.
Стат ьи в журнале "Геология нефти и газа"
3. Карбонатные трещинные коллекторы в Пермском Приуралье// М„ 1992, №11, с. 31-34.
4. Остаточные деформации скелета породы в трещинных коллекторах Пермского Приуралья II М., 1993, № 10, с. 19-22.
5. О ёмкостных свойствах карбонатных трещинных коллекторов Пермского Приуралья // М., 1994, № 8, с. 32-34.
6. Каверново-трещинные коллекторы в Пермском Приуралье // М„ 1994, № 10, с. 17-20.
Статьи в журнале "Нефтяное хозяйство"
7. Карбонатный трещинный коллектор Кокуйского месторождения и возможности его освоения// М., 1992, № 11, с. 19-20.
8. Прогнозирование продуктивности карбонатных трещинных коллекторов Пермской области на этапе разведочного бурения II М., 1993, №5, с. 34-37.
9. Глубокое расклинивание микротрещин в карбонатном коллекторе смешанного типа // М., 1994, № 5, с. 32-34. ■
10. Остаточные деформации в карбонатных трещиноватых коллекторах Пермского Приуралья // М., 1994, № 7, с. 26-28.
11. Вопросы освоения карбонатных трещиноватых коллекторов Пермского Прикамья // М., 1994, №№ 11-12, 59-63.
12. Тсрригенные трещиноватые коллекторы Пермского Приуралья // М., 1994, №№ 5-6, с. 43-45.
13. Деформации матрицы породы при испытании и освоении карбонатных трещиноватых коллекторов Пермского Приуралья // М., 1995, №11. с. 46-49.
14. Межблоковые пустоты- резервуар и проводник пластовых флюидов в карбонатных коллекторах // М., 1997, № 2, с. 22-24.
15. Трещиноватые коллекторы нефтегазоносных сакмаро-артинскнх отложений в Пермском Приуралье // М., 1997. № 5, с. 2-6. Статьи в информационных сборниках АОЗТ "Геоинформмарк"
16. Применение глубокого расклинивания микротрещин для испытания и освоения сложиопостроенных карбонатных трещинных коллекторов (на примере Пермской области) // "Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр" I М„ 1993, шп. 5, с. 3-9.
17. Ёмкостные свойства карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа Пермского Приуралья // "Геологическое изучение и использование недр"/ М., 1994, вып. 11-12, с. 9-16.
Статьи в журналах и информационных сборниках ВНИИОЭНГ
18. Применение глубокого расклинивания микротрещин для освоения скважин, вскрывших трещинные коллекторы на месторождениях Пермскою Приуралья // "Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности /М„ 1991, вып. 12, с.30-34.
19. Состояние нефтегазопроводящих микротрещин в карбонатных коллекторах Пермского Приуралья // "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"/М., 1992, вып. 10, с. 11-14.
20. Некоторые результаты изучения карбонатных трещинных коллекторов Пермского Приуралья // "Нефтепромысловое дело"/ М.,
1993, № 1, с. 6-12.
21. Сложнопостроенные карбонатные коллектора Пермского Прикамья и проблемы их испытания и освоения II "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"/ М., 1993, №. 6, с. 23-29.
22. К вопросу об остаточных деформациях в карбонатных трещинных коллекторах Пермского Приуралья II "Нефтепромысловое дело"/М„ 1993, вып. 4, с. 1-9.
23. Форма индикаторных диаграмм скважин как выражение изменений фильтрационных свойств трещин в карбонатных трещинных коллекторах Пермской области // "Нефтепромысловое дело"/ М, 1993, выи. 5, с.1-11.
24. Строение газосодержащнх трещинных коллекторов Пермского Приуралья и некоторые вопросы их испытания // "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"/ М., 1993, №. 1, с. 14-17.
25. Остаточные деформации высокопродуктивных карбонатных и террнгенных трещинных коллекторов Пермского Приуралья // "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"/ М.,
1994, №. 2, с. 12-15.
26. Применение глубокого расклинивания микротрещпн в карбонатном трещинно-поровом коллекторе // "Нефтепромысловое дело"/ М., 1992, вып. 7, с. 12-15.
27. О ёмкостных свойствах карбонатных трещинных коллекторов Пермского Прикамья // "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"/М., 1994, №. 11, с. 11-14.
28. Рифовые коллекторы нефти и газа Пермского Приуралья // "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождении"/ М.,
1995, №.3, с. 14-21.
29. Результаты разведочного бурения и промышленной разработки сакмаро-артинской залежи Ульяновского месторождения // "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"/ М., 1995, №.9, с. 4-11.
Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Денк, Святослав Отеллович, Пермь
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
На правах рукописи
ДЕНК СВЯТОСЛАВ ОТЕЛЛОВИЧ
МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СИСТЕМ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и
газовых месторождений
Диссертация на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук
1,-. .,л!л ученую степень ДС,■* , ■ ? управления В
Пермь -1998
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Введение ................................................ 3
Гл. 1. К проблеме .обоснования универсальной геолого- 6
промысловой модели пласта-коллектора.................
Гл. 2. Межблоковая полостность продуктивных отложений как 47 важнейшая составляющая канально-дренажной среды и трещинные коллекторы как наиболее яркие представители
неоднородных нефтегазоносных объектов...............
Гл. 3. Типичные представители продуктивных объектов Пермско- 87 го Приуралья с коллекторами трещинного типа: рифовые
карбонаты, песчаники, аргиллиты .......................
Гл. 4 Использование универсальной ГПМ неоднородного пласта- 122 коллектора для контроля и управления в процессах разработки нефтяных месторождений.......................
Гл.5. Краткое резюме результатов исследований............... 170
Заключение............................................... 184
Библиографический список.................................. 186
ВВЕДЕНИЕ
Едва ли можно подвергнуть сомнению то, что с практической точки зрения основной задачей нефтегазовой геологии была и остаётся выработка представлений о строении и фильтрационно-ёмкостных свойствах (ФЕС) нефтегазоносных пород-коллекторов, которые (представления) в наибольшей мере соответствует объективной реальности, более или менее верно отображающая действительные связи и свойства продуктивного объекта (в широком, философском смысле моделирование рассматривается как средство воспроизведения сложной структуры в виде единичного целого, и это воспроизведение всегда приближённое). В свою очередь, решение этой задачи актуально лишь постольку, поскольку оно служит первоосновой, отправной точкой для проектирования и технико-технологической реализации мер по воздействию на продуктивный объект с целью возможно более полного (в идеальном случае - исчерпывающего) изъятия запасов углеводородного сырья. Нет необходимости указывать на очевидную зависимость достижения высоких показателей разработки продуктивного объекта (в том числе коэффициента нефтеизвлечения (КИН)) от знания структуры и свойств последнего, т.е., иными словами, от адекватности действительности избранной геолого-промысловой модели пласта-коллектора: не случайно Ю.П. Желтов (1986) определяет подобную модель как систему количественных представлений о геолого-физических свойств пласта, используемых в расчётах его промышленной разработки. Вполне естественно, что принятие в расчёт неадекватных, умозрительно-схематичных представлений повлечёт за собой настолько же несоответствующие воздействия на продуктивный объект; в итоге технологические провалы и экономические убытки внесут коррективы в геолого-промысловую модель.
Показательно в этом отношении монопольное господство в теории и практике разработки нефтяных месторождений искусственных напорных (в основном водонапорного) режимов пласта: самый коллектор полагался (А. Бан и др., 1962) эквивалентным "... идеальному грунту, состоящему из призматических каналов, не пересекающихся друг с другом", а следовательно, наилучшим методом извлечения нефти выступало вытеснение её искусственно вводимым в залежь агентом - преимущественно водой (в бывшем СССР в течение 1990 г. было нагнетено в пласт около 3 млрд. м3 воды при отборе 0,505 млрд. т нефти). Неадекватность ФЕС реального пласта-коллектора модели "идеального грунта" была отмечена ещё на самых ранних этапах внедрения заводнения в Эмбенском нефтяном районе (СССР) на месторождениях Доссор и Макат: в 1943 г., когда заводнение началось, добыча нефти действительно возросла на 13% по сравнению с отбором 1942 г. (соответственно 978,8 и 866 тыс. т), но в 1944-1945 гг. вновь
уменьшилась до 785,4-799,4 тыс. т, невзирая на ввод в указанный период новых месторождений Кошкар и Тентяк-сор (JI.A. Пухляков, 1988). Однако прошло более полувека, прежде чем А.А. Джавадян, В.Е. Гавура и В.З. Ла-пидус (1995) подвергли критическому пересмотру установившиеся взгляды на заводнение (в основном внутриконтурное) как на универсальный и высокоэффективный метод нефтеизвлечения: "... как минимум 15-20% общего объёма закачиваемой воды не только не приносят никакой пользы, но наносят непоправимый вред нефтяным пластам ... только прямой финансовый ущерб от излишних объёмов закачки воды по месторождениям России составляет не менее 2,2-2,4 трлн. руб. (в ценах 1995 г. - Авт.)..."
Тем не менее взгляд на реальный коллектор как на "идеальный грунт", моделируемый взаимосвязанной, неразрывно-проточной полостной средой, ещё весьма распространён. В частности, G. Duncan (1994) следующим образом описывает процесс вытеснения нефти из полостного пространства: ... "Нагнетаемые вода или газ продвигают пластовые флюиды от нагнетательных скважин к добывающим ... нагнетание газа в верхнюю часть или воды -в нижнюю часть структуры благоприятствуют вытеснению пластовых флюидов ..." Автор констатирует очевидные факты нарушения этого квазиравномерного вытеснения - прорывы нагнетаемого агента, но полностью относит их на счёт неоднородности фильтрационных параметров (ФП) пласта и несоответствия реологических характеристик пластового и нагнетаемого флюидов. Очевидно, что в рамках подобных воззрений на ФЕС коллектора геолого-промысловая модель последнего - "идеальный грунт" - выступает в роли закономерности, между тем как неоднородность ФП расценивается как случайность, противоположная общему частность. С методологической точки зрения, конечно, имеет место обратное соотношение: именно "идеальный грунт", идеализированный однородный изотропный (особенно в отношении проводимости) коллектор является редчайшей случайностью, пока что не встреченной в нефтегазопромысловой практике; закономерно, напротив, образование продуктивных объектов с различного вида неоднородностью, анизотропией.
Неоднородность ФЕС реальных нефтегазоносных толщ любых литоло-гического состава и фациальной принадлежности (но в особенности продуктивных карбонатов) в целом и ФП в частности издавна отмечалась исследователями. Например, А.И. Силин-Бекчурин (1948), изучая динамику обводнения добывающих скважин, дренирующих пористые известняки, пришёл ко вполне типичному выводу: "... причиной неравномерности обводнения добывающих скважин служит неравномерное распределение коллекторов ... и в особенности в зоне водо-нефтяного контакта". Однако типичным также был и остаётся подход к неоднородности ФЕС продуктивного объекта как, во-первых, к некоему хаотическому "перерыву постепенности", который, во-вторых, если и следует учитывать в процессах извлечения нефти (газа), то единственно как негативный фактор. Промысловая практи-
ка в общем-то следует в этом русле - от локальных операций по изоляции проводящих прослоев в разрезах отдельных скважин до попыток достичь равномерного вытеснения нефти в разнопроницаемых интервалах при помощи загущения воды, одновременно-раздельной закачки при заводнении и т.п. Но показательно то; насколько скромны результаты применения даже наиболее передовых методов повышения нефтеотдачи: например, вытеснение нефти смешивающейся фазой - сжиженным углеводородным газом, планируемое в органогенном массиве Джуди-Крик (Канада), должно было привести к извлечению не более 9% балансовых запасов (по материалам выставки "Нефтегаз-химия" во Франции, 1989 г.). Не в последнюю очередь малая эффективность решения проблемы неравномерной выработки запасов нефти из неоднородных, сложнопостроенных продуктивных объектов обусловливалась и ныне обусловливается метафизически-редукционистскими представлениями о коллекторе как о том же "идеальном грунте", или механической совокупности полостных форм с заданными фильтрационно-ёмкостными параметрами, которые ухудшаются вследствие неоднородности развития ФЕС.
Суть настоящей работы и основное защищаемое положение диссертации состоит в построении диаметрально противоположной, универсальной геолого-промысловой модели продуктивного объекта, зиждищейся на диа-лектико-материалистических представлениях о единстве (в первую очередь в практическом плане - гидро(газо)динамическом) двух коллекторских противоположностей - низко - и высокопроницаемой полостных сред, образующих в целом фильтрационную систему (ФС) пласта-коллектора любых литофациальных характеристик. Неоднородность ФЕС (и главным образом ФП) рассматривается в данном случае как неотъемлемое, закономерное качество коллектора, являющееся одним из многочисленных физических проявлений структуры ФС. В зависимости от вида и меры сознательного (а порой и несознательного) человеческого воздействия на последнюю, - отбором нефти и (или) газа, нагнетанием вытесняющего агента и др., - структура ФС претерпевает нередко весьма масштабные изменения, обусловливая вариации всех параметров эксплуатации и оказывая обратное воздействие на человеческую деятельность. Из этого вытекает возможность максимально осознанно управлять процессами разработки продуктивных объектов, должным образом воздействуя на ФС.
В рамках описываемого взгляда на предмет многие практические проблемы разработки сложнопостроенных нефтегазоносных толщ получают либо противоположную, либо существенно отличающуюся от традиционной оценку. Частные, но теоретически и практически важные вопросы подобного рода рассматриваются далее.
Автор пользуется случаем выразить глубокую благодарность главному геологу ОАО "ЛУКойл-Пермнефть" О.Э. Денку за возможность ознакомиться с геолого-промысловым материалом, и доктору геол.- минерал, на-
ук, профессору В.И. Галкину за ценные советы и консультации в процессе подготовки работы.
ГЛАВА 1
К ПРОБЛЕМЕ ОБОСНОВАНИЯ УНИВЕРСАЛЬНОЙ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА
1.1. Некоторые общие вопросы моделирования строения и разработки нефтегазоносных толщ.
С философской точки зрения моделирование относится к разряду методов, отражающих внешний мир и относящихся к основным методам познания природы и общества; самое же название "модель"восходит к латинскому "modulus", т.е. "мера" или "образец". В самом широком смысле под моделью понимается мысленно представимая или воплощённая материально система, отображающая или воспроизводящая исследуемый объект, причём так, что исследование подобной системы существенно расширяет наши знания об изучаемом объекте. Как видно, вариации способов и средств моделирования обусловливают подразделение моделей на вещественные (материальные) и умозрительные (мысленные). Очевидно, что построение вещественных моделей необходимо вытекает из создания моделей мысленных, - в частности, теоретических представлений, расчётов и т.п. (здесь уместно привести пример, хотя и достаточно апокрифический, увиденной первоначально во сне А. Кекуле циклической модели строения бензольного кольца). Умозрительная модель, зафиксированная тем или иным способом, - например, в виде чертежа, компьютерного изображения и т.п., -продолжает оставаться мысленным построением, поскольку все преобразования в ней осуществляются лишь в сознании человека, причём вне определённых правил и законов создания подобной модели (логических, математических, физических и т.п.) последняя вообще лишается своего основного значения - отображения объективной реальности.
Умозрительные модели подразделяются на три группы. Первая представляет общеизвестные (наподобие шаростержневых моделей молекул в органической химии) иконические модели, создаваемые из вещественных элементов, - например, шаров и стержней, - и отображающие пространственные соотношения реальных изучаемых объектов. Вторая группа объединяет знаковые модели, конструируемые при помощи условных знаков, в особенности математических. Наконец, модели третьей группы - икониче-ско-знаковые - взаимопереходны по отношению к представителям двух первых групп. Типичным примером упомянутых моделей может, в частности, служить карта любого продуктивного объекта, на которую нанесены стратоизогипсы кровли (подошвы) нефтегазоносного пласта, фильтровые интервалы скважин, параметры продуктивности последних и т.п.
Аналогично классифицируются и вещественные модели. Модели первой и второй групп создаются, исходя из геометрического или физического подобия моделируемой реальности. Так, модели первой группы воспроизводят пространственные характеристики или отношения объектов изучения: общеизвестны, например, механизированные модели буровых установок, станков-качалок для глубинно-насосной эксплуатации скважин и пр. Представители второй группы отображают динамику явлений, происходящих в моделируемой системе: типичны в этом отношении установки, на которых изучаются процессы, имеющие место при кумулятивной перфорации обсадных труб и цементного кольца с целью вторичного вскрытия пласта-коллектора, гидравлическом разрыве пласта (ГРП) и т.п. Третья группа объединяет: математические модели, создаваемые на основе аналогии как отношения между ними и объективной реальностью. Указанная аналогия выступает либо в роли изоморфизма (структурная аналогия), либо как изо-функционализм (функциональная аналогия) и основывается на существовании математической теории, справедливой для описания реального и отображаемого: модель и реальность разнородны по своей природе и законам, обусловливающим протекающие в них процессы, однако сопоставимы математически. В качестве примера следует привести электролитическую аналоговую модель реальной системы "пласт-скважина" (Л.А. Пухляков, 1988), опыты над которой позволили В.И. Щурову в 1958 г. построить свой широко известный график, принимаемый за эталон учёта несовершенств вскрытия продуктивного пласта. В данном случае, как видно, электромоделирование основывается на функциональной аналогии распределения линий тока и потоков жидкости (газа) в пласте.
Очевидно и не требует доказательств - поскольку исходит из объективных закономерностей процесса познания как восхождения от частного к общему, от простого к сложному - то, что модель не в состоянии отобразить все характеристики и отношения моделируемой реальности. Вследствие этого изначально создаются неполные (частные) модели отдельных компонентов отображаемой системы (в приложении к строению трещинного коллектора, например "трубообразную" модель каналов фильтрации и резервуара углеводородного сырья - каверн, трещин, пещеристых полостей), которые в дальнейшем интегрируются в более высокую форму обобщённой модели. Не менее очевидно и то, что полная (целостная) модель, отражающая все без изъятия характеристики моделируемого объекта и происходящие в нём процессы, в общем является абстракцией, поскольку многие свойства объективной реальности или умышленно не отображаются (в частности, изучение ФЕС нефтегазоносного пласта в подавляющем большинстве исследований не простирается до уровня молекул или атомов), или не включаются (по объективным или субъективным причинам) в первичную информацию.
Динамика обобщённости неполных моделей основного объекта изучения нефтегазовой геологии - залежи углеводородного сырья - была прослежена Л.Ф. Дементьевым (1969), выделившим три основные этапа этого процесса. Первый этап, отождествляемый с периодом становления нефтегазовой геологии как науки, характеризуется преимущественно изучением форм залежей и разработкой первых умозрительных и материальных ико-ническо-знаковых моделей: структурных карт, профильных разрезов и т.п. Второй этап, основывающийся на развитии подземной гидрогазодинамики и теории разработки нефтяных месторождений, ознаменовался выработкой понятия геометризации продуктивного объектау т.е. создания графической его модели, отображавшей не только форму, но и свойства пласта-коллектора. Третий этап был вызван внедрением интенсивных методов разработки продуктивных объектов, в том числе внутриконтурного заводнения, и необходимостью в связи с этим далее обобщать частные модели в направлении углубления отображения ими формы реальных нефтегазовых резервуаров. В частности, получили распространение графические модели, отображающие вариации положения ВНК, замещение пород-коллекторов по напластованию и вкрест простирания продуктивных толщ и т.п.
Современный уровень обработки первичной геолого-промысловой информации (в том числе при помощи компьютеров) позволил вывести моделиро�
-
Денк, Святослав Отеллович
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Пермь, 1998
-
ВАК 04.00.17
- Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках
- Трехмерное геологическое моделирование сложнопостроенных уникальных длительно разрабатываемых месторождений УВС
- Повышение эффективности комплекса ГИС при изучении сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского нефтегазового месторождения
- Геолого-промысловое моделирование сложнопостроенных скоплений углеводородов на основе современных компьютерных технологий
- Влияние тектонического фактора на формирование трещинно-порового типа коллектора на примере горизонта Ю1 Двуреченского месторождения нефти Томской области
