Геолого-промысловое моделирование фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа при подготовке к разработке

Попов, Иван Павлович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геолого-промысловое моделирование фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа при подготовке к разработке
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-промысловое моделирование фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа при подготовке к разработке"

РГ6 од

- л №

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ПОПОВ ИВАН ПАВЛОВИЧ

УДК 533.981.2.048+622.276(571.1+575.3)

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТР АЦИОШЮ-ЕМКО СТНЫХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ ПОДГОТОВКЕ К РАЗРАБОТКЕ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тюмень-1997

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ПОПОВ ИВАН ПАВЛОВИЧ

УДК 533.981.2.048+622.276(571.1 +575.3)

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЬЕХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ ПОДГОТОВКЕ К РАЗРАБОТКЕ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тюмень - 1997

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) и Таджикском отделении ВНИГ'НИ (ТО ВНИГНИ)

Официальные оппоненты: д.г.-м.н., проф. Быков В.Н.

д.г.-м.н. Большаков Ю.Я. д-г.-м.н., проф. Мясникова Г.П.

Ведущее предприятие АО "Сургутнефтегаз"

, ~ 6 ж^р 4

Защита диссертации состоится " 1997 г. в 14®

часов на заседании диссертационного СгоетаЖд 064.07.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета

Отзывы, заверенные печатью учреждения в двух экземплярах просим направлять по адресу: 625000, Тюмень, Володарского, 38, Тюменский государственный нефтегазовый университет, ученому секретарю диссертационного совета

Автореферат разослан /" П И? 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета №Д 064.07.01 кандидат

геолого-минералогических наук, профессор А.А.Дорошенко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. К настоящему времени в состоянии сырьевой базы нефтяной промышленности страны произошли количественные и качественные изменения. В связи с большой степенью выработки УВ из крупных и наиболее продуктивных месторождений, значительно снизилась обеспеченность добычи высокопродуктивными запасами. В этих условиях основным резервом добычи нефти стали запасы, приуроченные к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам, характеризующимся литологической изменчивостью пород как по латерали, так и по разрезу. Разработка залежей в таких коллекторах характеризуется неравномерной выработкой запасов, снижением и без того низкого коэффициента нефтеотдачи пластов. Это требует детального геологического и геолого-промыслового изучения коллекторов нефти и газа.

Среди специалистов длительное время природные резервуары ассоциировались с моделью порового однородного пласта-коллектора, это учитывалось при подсчете запасов и проектировании разработки. Однако на большинстве месторождений запасы подсчи-тывались с большой ошибкой, фактические показатели разработки не соответствовали проектным. В последние годы многие ученые и практики на основе обширного геолого-промыслового материала, результатов разработки приходят к выводу, что модель пласта-коллектора имеет более сложный характер, кроме пор в их строении принимают участие трещины и каверны.

Отмеченные факты подтверждаются наличием поглощающих интервалов, значительным числом бесприточных объектов, расхождением между проектными и фактическими показателями разработки, наличием большого числа невыработанных целиков нефти, несоответствием в объемах закачиваемой и добываемой жидкости и т.д. Кроме того, информация о низких коллекторских свойствах низов осадочного чехла зачастую не согласуется с результатами испытаний (высокие дебеты нефти и газа, большая приемистость скважин). Однако полученные факты практически не учитываются как при подсчете запасов, так и при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

Следовательно, на повестку дня выдвигается вопрос о необходимости создания фильтрационно-емкостной и гидродинамической мо-

дели нефтяных и газовых залежей и её учета на стадии подготовки их к разработке. Отмеченное направление исследований имеет важнейшее народнохозяйственное значение не только для нефтяных месторождений Западной Сибири, но и других нефтегазодобывающих районов страны. С этих позиций диссертация имеет большое как теоретическое, так и практическое значение.

Цель работы заключается в геолого-промысяовом обосновании и создании фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели нефтяных и газовых залежей, обеспечивающей совершенствование поисково-разведочных работ, промышленную оценку и дифференциацию запасов, уточнение технологических показателей разработки.

Основные задачи исследований.

1. Создание методики совершенствования оценки коллекторов нефти и газа и их дифференции по ФЕС на основе геолого-промысловых исследований и учета особенностей разработки месторождений.

2. Разработка метода геолого-промыслового обоснования и создания фильтрационно-емкосгной и гидродинамической модели нефтяных и газовых залежей, обеспечивающей совершенствование процесса подготовки их к разработке.

3. Разработка методики оценки основных факторов, влияющих на совершенствование и эффективность поисково-разведочных работ, освоение нефтяных и газовых месторождений на базе учета геолого-промысловых особенностей и созданной модели залежей.

4. Обоснование методики, позволяющей уточнить подсчётные параметры и совершенствовать процесс подсчета и дифференциации промышленных запасов на основе предложенной фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей.

5. Создание методики оценки влияния геолого-промысловых, гидродинамических и фильтрационно-емкостных характеристик залежей на технологические показатели разработки с целью снижения объёмов непроизводительных затрат, достижения максимальной выработки запасов и повышения текущих и конечных коэффициентов неф-тегазоотдачи.

6. Обоснование практических и научных рекомендаций по конкретным нефтяным и газовым месторождениям при подготовке их к разработке на базе предложенной модели залежей и проведенных геолого-промысловых исследований.

Методами решения поставленных задач являются промыслово-геофизические, геохимические, гидродинамические, геолого-промысловые, вероятностно-статистические, а также анализ динамики технологических показателей разработки.

Научная новизна. Впервые на основе комплекса геолого-промысловых исследований получены следующие результаты.

1. Усовершенствована методика оценки фильтрационно-емкост-ных свойств коллекторов нефти и газа по геолого-промысловым данным и показателям разработки.

2. Разработан метод, позволяющий создать фильтрационно-емкостную и гидродинамическую модель нефтяных и газовых залежей с целью совершенствования процесса подготовки их к разработке.

3. Создана методика совершенствования поисково-разведочных работ и освоения месторождений на базе фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей.

4. Предложена методика оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений осадочного чехла.

5. Разработана методика совершенствования процесса подсчета и дифференциации промышленных запасов нефти и газа на основе предложенной модели залежей.

6. Создана методика учета влияния геолого-промысловых, гидродинамических и фильтрационно-емкостных характеристик залежей

на технологические показатели разработки.

Основные защищаемые положения.

1. Методика, позволяющая наиболее объективно обосновать и выделить основные типы коллекторов и соответствующие им комплексы геолого-промысловых параметров на основе гидродинамических исследований и учёта результатов разработки нефтяных и газовых месторождений.

2. Метод обоснования и построения фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели нефтяных и газовых залежей на базе учёта состояния их разработки и анализа комплексных геолого-промысловых исследований. Предложенная модель залежей позволит улучшить выработку содержащихся в них запасов и значительно повысить коэффициенты извлечения нефти (КИН) и газа (КИГ).

3. Методика, позволяющая установить основные факторы, влияющие на результативность и качество поисково-разведочных ра-

бот, освоение и опробование нефтяных и газовых месторождений на основе созданной модели.

4. Методика совершенствования оценки подсчётных параметров, процесса учёта и дифференциации установленных промышленных запасов нефти и газа на базе предложенной фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей.

5. Методика оценки влияния комплекса геолого-промысловых, фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа на технологические показатели разработки с целью снижения непроизводительных затрат и достижения максимальной выработки запасов.

6. Практические и научные рекомендации по конкретным нефтяным и газовым месторождениям на стадии подготовки их к разработке на основе геолого-промыслового моделирования, фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик.

Практическая ценность работы заключается в том, что предложенный метод создания фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей является эффективным инструментом для решения задач выделения различных типов коллекторов, совершенствования поисково-разведочных работ и освоения месторождений, уточнения процесса подсчета и дифференциации промышленных запасов нефти и газа, геолого-промыслового обоснования технологических показателей и обеспечения эффективности осуществляемой системы разработки. Кроме того, по конкретным объектам эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, выданы рекомендации, внедрение которых позволит интенсифицировать процесс выработки трудноизвлекаемых запасов и повысить текущие и конечные коэффициенты нефте- и газоотдачи.

Вывода, полученные в диссертации, могут быть использованы специалистами научно-исследовательских и проектных институтов, работниками производственных объединений и НГДУ при гео'лого-про-мысловом изучении залежей, уточнении условий фильтрации и введении корректив в систему разработки отдельных объектов эксплуатации, а также в учебном процессе в нефтегазовых вузах страны.

Реализация результатов исследований. Результаты исследований способствовали открытию месторождений Бештентяк, Сульдузы, Ходжа-Сартис, подготовке перспективных на нефть и газ структур Афгано-Таджикской депрессии (Ходжа-Мумын, Танапчи, Северный

Кичик-Уртабоз, Айни, Рохаты и др.), совершенствованию определе-шм конденсатоотдачи при подсчете запасов месторождения Ходжа-Сартис (свидетельство на изобретение № 620 за 1983г.), оценке запасов месторождения Бешгентяк (Протокол № 9963 ГКЗ СССР от 25 апреля 1986 г.), уточнению запасов и обеспечению эффективной разработки месторождений Сульдузы, Кичикбель, Шаамбары (ПО "Таджик-нефть"), обоснованию мероприятий по повышению нефтеотдачи объектов на Мамонтовском, Тепловском, Южно-Балыкском (АО "Юганскнефтегаз"), Федоровском, Родниковом, Восточно-Сургутском (АО "Сургутнефтегаз") месторождениях Тюменской области, уточнению показателей разработки Самойловского, Ташлинского (НГП, "ЮжУралнефть"), Вишневского, Широкодольского (НГП "Оренбургские недра") месторождений Оренбургской области. Общая экономическая эффективность от внедрения разработок автора составила 457 млр.руб.

Апробация работы. Основные положения диссертации изложены в 16 научно-производственных отчетах и 12, рекомендациях, одобренных Учеными Советами ВНИГНИ (г. Москва, 1978 - 1987гг.), индустриального института (г. Тюмень, 1985 - 1986гг.), ИГНРНИГМа (г. Ташкент, 1987 - 1990 гг.), докладывались на республиканских научных конференциях (г. Душанбе, 1977,1984гг.), Всесоюзном семинаре по изучению карбонатных коллекторов (г. Душанбе, 1980г.), школе-семинаре по обмену опытом (г. Альметьевск, 1986г.), технических советах УГ ТаджССР, ПО "Таджикнефть" (г. Душанбе, 1978 - 1992гг.), на Ученом Совете ЗапСиббурНИПИ (г. Тюмень, 1993г.), технических советах АО "Ноябрьскнефтегаз" (1994г.), АО "Сургутнефтегаз" (1995г.), АО "Юганскнефтегаз" (1995г.), НГП "ЮжУралнефть" (г. Оренбург, 1995г.), НГП "Оренбургские недра" (г. Бузулук, Оренбургской области, 1995г.), ТюмГНГУ (1996-1997 гг.), СургутНИПИнефть (1997г.), АО "Сургутнефтегаз" (1997г.).

Публикации. Результаты исследований по теме диссертации опубликованы в 32 работах в журналах "Нефтяное хозяйство", "Геология нефти и газа", научно-технических сборниках , и журналах ВНИИО-ЭНГ: "Нефтегазовая геология и геофизика", "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение", "Нефтепромысловое дело и транспорт нефти", "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений".

Структура и объемы работы. Диссертация состоит из введения, 7 глав и заключения, содержит 300 страниц машинописного текста, 86

рисунков, 42 таблицы, список литературы включает 240 наименований. Общий объем рукописи 426 страниц.

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты многолетней производственной и научной деятельности в Колхозабадской экспедиции разведочного бурения, Таджикском отделении ВНИ1НИ, Тюменском государственном нефтегазовом университете. Кроме личных исследований, непосредственного участия в промысловых экспериментах, подсчете запасов, освоении месторождений автором использованы фактические материалы научно-исследовательских (ВНИГНИ, ЗапСибНИГНИ, ВНИИнефть, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, НоябрьскНИПИнефть) и производственных организаций (правления геологии Таджикистана, концерна "Тюменьгеология", ПО "Таджикнефть", "Узбекнефть", "Ямбурггаздобыча", "Уренгойгазпром", НГДУ "Талинскнефть", "Суторминскнефть" , АО "Сургутнефтегаз", АО "Юганскнефтегаз"), а также публикации по профилю проблемы. В работе проинтерпретированы, проанализированы и обобщены результаты более чем по 250 нефтяным и газовым месторождениям России, ближнего и дальнего зарубежья.

Автор выражает глубокую благодарность академику АТН, д.г,-м.н., профессору В.Г.Каналину, д.г.-м.н., профессору М.Ф.Свищеву, д-Г.-м.н. профессору А.М.Волкову, академику РАЕН, д.т.н., профессору Р.И.Медведскому, академику РАЕН, д.г.~м.н., профессору В.К.Федорцову за ценные советы, консультации, конструктивные обсуждения методологических аспектов работы; к.г.-м.н.. Н.Я.Медведеву, к.г.-м.н. В.Е.Пешкову, к.г.-м.н. А.А.Дорошенко, к.г.-м.н. И.А.Кальвину, к.т.н. А.К.Кормишину, за сотрудничество и помощь во внедрении результатов исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Открытие в 50-60 годы текущего столетия крупных месторождений нефти и газа в США, странах Ближнего и Среднего Востока, России существенно изменило представление о типах коллекторов и вы-

звало повышенный интерес к изучению структуры их пустотного пространства. В нашей стране значительный вклад в их изучение внесли П.П.Авдусин, К.Б.Аширов, К.И.Багринцева, В.Н.Быков, Б.Ю.Вен-дельштейн, Ш.К.Гиматудинов, Н.С.Гудок, В.Н.Дахнов, В.М.Добрынин, Т.В.Дорофеева, М.А.Жданов, В.М.Ильинский, В.Г.Каналин, И.А.Кошохов, Ф.И.Котяхов, Н.П.Лебединец, Ю.А.Лимбергер,

B.Н.Майдебор, Г.А.Максимович, Р.И.Медведский, И.И.Нестеров, А.М.Нечай, В.И.Петерсилье, Г.Э.Прозорович, Б.К.Прошляков,

C.Г.Саркисян, Р.С.Сахибгареев, Е.М.Смехов, Д.С.Соколов, Г.И.Тео-дорович, А.А.Трофимук, Б.А.Тхостов, И.Н.Ушатинский, В.К.Фе-дорцов, А.А.Ханин, М.А.Цветкова, С.И.Шишигин и др.

За прошедший период комплексными исследованиями и практикой разработки установлено, что коллекторы большинства нефтяных и газовых залежей относятся к сложному типу, так как содержат углеводороды в трещинной (суперколлектор) и поровой (матрица) средах, и их формирование не зависит от литологии, стратиграфической приуроченности, природных режимов залежей, величины запасов и регионального местоположения. По ФЕС они составляют группу трещинных коллекторов и характеризуются общими признаками: резко выраженной неоднородностью структуры емкостного пространства (пор, каверн и трещин) преимущественно вторичного происхождения, что обусловливает различие в дебетах близко расположенных скважин и их взаимодействие на значительном расстоянии друг от друга; расхождением в проницаемости, определенной гидродинамическими методами, по керну и ГИС; влиянием перепада давлений на геолого-промысловые параметры коллектора; несоответствием высокой производительности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин низким значениям пористости и проницаемости матриц; значительными расхождениями в объемах закачиваемой и добываемой жидкости; дренированием посредством трещин всей объемной системы залежей, а не единичных маломощных пластов-суперколлекторов; динамикой результатов промысловых исследований аналогичной закономерностям изменения показателей разработки; выработкой основных извлекаемых запасов за непродолжительный начальный период эксплуатации и др.

Современными традиционными лабораторными методами получение достоверных данных о трещинной емкости не представляется возможным в связи со сложным строением пустотного пространства

коллекторов и низким выносом керна. Разрешающая способность промысловой геофизики также невысока, поскольку формирование глубокой зоны проникновения бурового раствора создает значительные трудности при выделении коллекторов, определении характера их насыщения и обосновании подсчетных параметров. Вследствие этого в оценке величины трещинной емкости существуют значительные расхождения. В случае дифференциации емкостных характеристик допускается целый ряд ошибок. Это происходит главным образом при определении их эффективной емкости: Кплф. - Кп • Кнг, гдеКп и К кг -коэффициенты соответственно открытой пористости и нефтегазона-сыщенности.

На многих месторождениях трещины объединяют многопластовые залежи в единую гидродинамическую систему, что подтверждается сейсмическими, палинологическими, дистанционными методами и данными разработки. Однако при подсчете запасов и обосновании проектных показателей добычи гидродинамический фактор обычно не принимается во внимание. Поэтому при подсчете запасов и проектировании разработки продуктивные отложения независимо от литологии рассматриваются как поровый однородный пласт-коллектор.

Таким образом, на современном этапе в процессе подготовки месторождений к разработке недостаточно учитываются фильтраци-онно-емкостные и гидродинамические характеристики залежей, и это негативно отражается на эффективности поисково-разведочных работ, процессе подсчёта запасов, выработке нефти и газа из залежей. Следовательно, на повестку дня выдвигается вопрос о разработке метода геолого-промыслового обоснования и создания фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей, которая бы учитывалась при подсчете запасов и проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

2. АНАЛИЗ ПРАКТИКИ УЧЁТА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИ ОЦЕНКЕ ЗАПАСОВ И ПОДГОТОВКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ

На месторождении Бештентяк (Афгано-Таджикская впадина), открытом в 1970 г., нефтегазоносны карбонатные отложения палеоцена (бухарские и акджарские слои). Подсчет запасов УВ объемным ме-

тодом по месторождению производился неоднократно (1974, 1975, 1978, 1981, 1983, 1984, 1986 гг.) в связи с различными представлениями о геологическом строении залежи и слабой обоснованностью подсчетных параметров, расхождения в оценке извлекаемых запасов достигали 300 %. Залежь длительное время рассматривалась как пластовая сводовая, тектонически экранированная. Однако, проведенный автором анализ геолого-промысловых исследований показал, что с помощью трещин вся продуктивная толща представляет единую гидродинамическую систему, изолированности блоков не существует. Это положение было учтено в последнем отчете по подсчету запасов, принятом ГКЗ СССР в 1986 г., где отмечено что газонефтяная залежь представляет собой единый массивный резервуар.

Обоснование подсчетных параметров проводилось согласно "Инструкции по подсчету запасов". При этом оказалось, что существующие методы их определения не являются достаточно надежными. Так, например, отметка ВНК явно занижена, поскольку месторождение введено в разработку в 1973 г., а ее положение (- 940 м) установлено по объектам, испытанным в 1974 - 1981 гг. За этот период по скважинам 3, 23, работающие интервалы которых расположены значительно ниже (в скв. 23- (-979 - 987 м), извлечено соответственно 130 и 92 тыс. т нефти. Последующим бурением скважин подтверждено наличие изолированных целиков нефти в акджарских слоях, т.е. ниже принятого ВНК. При обосновании эффективных толщин и открытой пористости этаж нефтеносности по многим скважинам (9, 21, 22, 36,65 и др.) вскрыт неполностью и поэтому не охвачен ГИС. Коэффициент нефтегазонасыщенности (0,7) установлен по данным геофизики, но, согласно Г.С.Комарову, достоверное его определение возможно в коллекторах с пористостью более 15%. По подсчетному объекту таких коллекторов не более 20%. Исходя из этого, балансовые (8,7 млн.т) и извлекаемые (2,6 млн.т) запасы с принятым коэффициентом нефтеотдачи (0,3), не являются достаточно обоснованными.

Учитывая, что в начале разработки действовал газонапорный режим, а с потерей энергии газовой шапки вытеснение нефти осуществлялось за счет упругих сил пласта и внедрения в залежь подошвенной воды, то расчёт балансовых запасов методом материального баланса следует проводить по формуле М.А.Жданова и Р.И.Щильтуиса для смешанного режима. Как показал анализ материалов, сделать это практически невозможно в связи с трудностью

установления количества вторгшейся в залежь воды и недостаточной обоснованностью величины газового фактора. Определение этих параметров не требует метод В.М.Добрынина, где основным подсчет-ным параметром является величина падения пластового давления ДР. Но поскольку давление в трещинах снижается значительно быстрее, чем в порах, то в этом случае средняя величина АР недостаточно обоснована, и поэтому полученные балансовые запасы (9,64 млн.т) недостоверны.

Технологическая схема разработки по месторождению Бештен-тяк впервые составлена в 1976 году. К этому времени на структуре не были завершены разведочные работы, и пространственная модель залежи представлялась разделенной на блоки, с различными ВНК, пластовыми давлениями и другими геолого-промысловыми параметрами. Низкий вынос кернового материала, трудности в интерпретации ГИС не позволяли судить о литологии и неоднородности коллекторских свойств эксплуатационного объекта. Недостаточная обоснованность подсчетных параметров способствовала завышению извлекаемых запасов (3,9 против 2,6 млн.т). Сравнительно короткий период пробной эксплуатации и значительные дебиты скважин, расположенных в сводовой части структуры, привели к тому, что проектные показатели, рассчитанные без учета фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик палеоценовой залежи, оказались завышенными. Значительные отборы нефти обусловили высокие газовые факторы, снижение энергии газовой шапки, а активизация подошвенных вод способствовала перемещению вначале нефти, а затем и воды в газонасыщенную часть залежи. Процесс разработки сопровождался неравномерным подъёмом ВНК и образованием целиков нефти в низкопроницаемых коллекторах.

На Ямбургском месторождении подсчет запасов газа гигантской сеноманской залежи в терригенных коллекторах также осуществлялся неоднократно (1973, 1976, 1983гг.), что связано с низким выносом керна и слабой информативностью ГИС вследствие формирования глубокой зоны проникновения промывочной жидкости в процессе бурения. Расхождения в оценке запасов достигали 30%. Неучет геологической неоднородности объекта при разработке, а также гидродинамического фактора обусловили интенсивное внедрение пластовой воды в сводовую часть залежи и защемление газа в низкопроницаемых коллекторах периферийных частей структуры.

Аналогичная ситуация наблюдается на Лянторском и Федоровском газонефтяных месторождений при разработке залежей пластов группы АС (готерив-баремского возраста). Снижение энергии газовой шапки и последующее масштабное внедрение заводнения вызвали перемещение нефти в объемах до 38-40% от начальных балансовых запасов в газовую часть природных резервуаров, из которых, по данным АО "Сургутнефтегаз", лишь около 11% можно извлечь за последующий период разработки с применением современных технологий (Н.Я.Медведев, 1995).

Таким образом, на практике не учитываются фильтрационно-емкостные и гидродинамические характеристики коллекторов. Залежи представляются в виде порового однородного пласта-коллектора, что приводит к низкой достоверности подсчета запасов и отрицательно сказывается на выработке запасов нефти и газа. Следовательно, необходимо создать научно-обоснованный метод, позволяющий разработать модель нефтяных и газовых залежей, отражающей реальные фильтрационно-емкостные и гидродинамические характеристики.

3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА ПОСТРОЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ

Практика разработки нефтяных и газовых залежей показала, что фильтрационно-емкостные и гидродинамические характеристики залежей наиболее полно отражают реальные геолого-промысловые данные и показатели разработки, поэтому именно эти материалы могут послужить основой для создания модели природных резервуаров и выявления основных факторов, влияющих на поисково-разведочный процесс, подсчет запасов и уточнение технологических показателей разработки.

Комплексными исследованиями (гидродинамическими, геолого-промысловыми, ГИС, лабораторными исследованиями керна и анализа показателей разработки) установлено, что в сложных коллекторах при депрессии до 2-3 МПа дренирование залежи осуществляется по латерали, и отбор УВ из трещин сопровождается постоянным подтоком из пор. Одновременное вовлечение в разработку разнопрони-цаемых коллекторов обеспечивает устойчивые дебиты и эффективную

выработку запасов. В начальный период эксплуатации скважин наблюдается очистка трещин прискважинной зоны пласта (ПЗП), показатели скин-эффекта Б приобретают отрицательные значения, и это приводит к улучшению проницаемости ПЗП (кшп), увеличению трещинной пористости (шт), раскрытосги трещин (Ь) и коэффициентов продуктивности (К). Поскольку Б в общем виде характеризует снижение проницаемости ПЗП, то, следовательно, 8=Г(кгап, шт, Ь, К). Динамика приведенных зависимостей одинакова (рис. 1 а).

До значения 5 МПа Б отрицательны (рис. 16), что характерно для трещинного коллектора, а с возрастанием перепада давлений -положительны, следовательно, при снижении пластового давления до 5 МПа завершается выработка трещинных коллекторов и в процессе дальнейшей разработки залежи дренируется поровая емкость. Выявленной закономерности при дренировании различных пачек подчиняются все скважины месторождения Бештентяк, следовательно, вся карбонатная толща (девять продуктивных пачек) представляет единую гидродинамическую систему. Раздельный отбор запасов - следствие увеличенных отборов УВ. При подобной эксплуатации скважин подток из пор матрицы (ее проницаемость на два-три порядка меньше) не обеспечивает возросшую производительность трещин, и поры отключаются. Коллектор работает как трещинный, а дренирование залежи осуществляется по вертикали. Этот период характеризуется значительными дебетами, резким падением пластового давления и преждевременной обводнёностыо скважин. Следовательно, наличие обменных процессов при незначительных депрессиях свидетельствует о равенстве балансовых запасов двух сред. Таким образом, неучёт ФЕС предопределяет раздельный отбор УВ: в начальный короткий период из трещин, а после их обводнения из пор, подток из которых продолжается за счёт возникшего перепада давлений.

Аналогичные явления наблюдаются как при разработке залежей на естественных режимах, так и с заводнением. Поскольку большую часть запасов добывают в безводный период, следовательно основные извлекаемые запасы содержатся в трещинной емкости. Анализ результатов разработки (рис. 1 а,б ) позволяет сделать вывод, что коллектор каждой залежи при ее выработке по характеру продуктивности и производительности можно подразделить на четыре типа: поровый П, трещинно-поровый ТП, порово-трещинный ПТ и трещинный Т. Каждый из выделенных нами типов характеризуется определенными гео-

О 0.4 0.8 1.2 Ц~ВЖ

Рис. 1. Геолого-промысловое обоснование фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей:

а - зависимость коэффициента продуктивности от показателя скин-эффекта;

б - связь показателя скин-эффекта и депрессии по скважинам месторождения Бештентяк;

в - индикаторные диаграммы по скв. 3-Б (1), 13-Б (2), 21-Б (3); г - кривые восстановления давления по скв. 8-Б (Г), 2-С (2), 13-Б (3).

Месторождения: Б - Бештентяк, С - Сульдузы; 1- неинтер-претируемые участки индикаторных диаграмм.

лого-промысловыми параметрами (табл.1).

Таблица 1

Характеристика типов коллекторов месторождения Бештентяк по фильтрационно-емкостным свойствам

Параметры

Тип Ин- к, кпзп,

коллектора декс м3/сут-М Па мкм2 Б Шт, % Ь, мкм

Поровый П 0-15 0-0,03 >24-0 0-0,2 0-15

Трещинно- ТП 15-75 0,03-0,2 0-(-б) 0,2-0,45 15-25

поровый Порово- ПТ 75-225 0,2-0,8 (-6Н-7) 0,45-0,65 25-35

трещинныи Трещинный Т >225 >0,8 <(-7) >0,65 >35

Если обоснование первых трёх разновидностей коллектора (П, ТП, ПТ) не вызывает сомнения, то определение параметров трещинного коллектора (Т) проведено на основании рис. 16. Поскольку при отсутствии депрессии Б » - 7, значит, трещины раскрыты полностью, и поэтому нижняя граница трещинного коллектора оценивается при Б = -7 (см. рис. 1а). Выделенным типам коллекторв Т, ПТ, ТП свойственны отрицательные значения скин-эффекта Б (рис. 1а,б; табл.1), следовательно, они составляют группу трещинных коллекторов и поэтому характеризуют трещинную емкость залежей.

Дифференциация по типу дренируемого коллектора возможна как по индикаторным диаграммам (ИД), так и кривым восстановления давления (КВД) согласно зависимостям Б = Г (К); К = Г (Он, АР). Выпуклая форма кривых (рис. 1в) указывает на непосредственную связь с трещинной ёмкостью коллектора, Э-образный (двухслойный или вогнутый) вид свидетельствует о подключении её через систему трещин меньших размеров, в частности посредством ПТ (кривая 2) и ТП, ПТ (кривая 3). Исходя из того, что производительность скважин зависит от проницаемости ПЗП, на практике при интерпретации индикаторных диаграмм (рис.1в) характеристику продуктивности конечных участков (заштрихованная зона) не принимают в расчёт, а начальные участки усредняют, то есть не учитывают ФЕС коллекторов. Если

пренебречь конечными участками кривых, то индикаторные диаграммы будут представлены двумя видами: выпуклые (1) и вогнутые (2,3) к оси дебетов. При записи КВД, в связи с незначительным временем восстановления давления поры, из-за низкой проницаемости, не работают, и поэтому данные КВД по виду (рис. 1 ,г) идентичны индикаторным диаграммам: выпуклая 1 и вогнутые 2,3. В случае двухслойной КВД (кривая 3) гидродинамическая связь трещин ПЗП (ТО с основной трещинной емкостью (Т) устанавливается посредством трещин меньших размеров (ПТ) с худшими геолого-промысловыми параметрами, следовательно, проницаемость ПЗП ухудшена по сравнению с удаленной зоной пласта (УЗП), и поэтому данная КВД в общем виде - разновидность кривой 2, то есть тоже вогнутая. Таким образом, характер индикаторных диаграмм и КВД свидетельствует о проявлении ФЕС в основном трещинной емкости (коллекторы Т,ПТ,ТП - показатель скин-эффекта Б отрицательный, табл.1). Отбор УВ из пор (рис. 1в) весьма незначителен.

В качестве критерия для отнесения пластов к коллекторам трещинного типа на диаграммах акустического каротажа служит а - коэффициент рассеяния полной энергии акустического сигнала,- между которым и трещинной пористостью (тт) существует линейная зависимость. При значении ст > 0,2-0,4 Нп/м приток получен в 94% случаях. Построены регрессионные уравнения зависимости шт от депрессии (АР) для скважин и в общем виде для месторождения Бештентяк.

Поскольку ЭДн = Г (К) = Г (С)„), то период извлечения нефти из трещиной ёмкости Т устанавливается (точки А, А1 - рис. 2а,б) по стабилизации на низком уровне зависимостей (2н=Дт), 5Х>н=1"(т). Если исключить прямой 1 влияние максимальной трещиноватости на форму кривой Е (Цн, то отрезок 2 отражает величину накопленного из них отбора Е С>н Т. Поскольку данный отрезок параллелен координате ЭДн, то есть оси У (на это указывает выпуклый, почти параллельный оси С)„ характер индикаторных диаграмм, рис. 1в), значит коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи трещин близки к единице. В связи с тем, что месторождения разрабатываются длительное время (50 лет и более), то участок П (отбор из поровой емкости ЕС>н П, рис. 26) стремится быть параллельным координате т , то есть оси X или АР по индикаторным диаграммам при значительных перепадах давления.

Наличие двух взаимно перпендикулярных по ФЕС систем (трещин Т и пор П) и промежуточных между ними порово-трещинных

В<°

№

д^МПа , К,М^суг-МПа

'чЦо 4о5

4ро 800 Щ.^/еп.

Рза^МПа 18!. \U-e-

О 500 1500 2500 йв, М3/сут.

3500

дР,МПа

Рис. 2. Обоснование универсальности модели залежей. В карбонатных коллекторах Афгано-Таджикской впадины:

а,б - динамика соответственно средних и суммарных отборов нефти (условные ед.) по годам разработки месторождения Хаудаг; 1- отбор нефти из трещин, 2 - отбор нефти из пор; в - универсальная модель залежей;

В терригенных коллекторах Западной Сибири и Предкавказья:

г, д - соответственно индикаторные диаграммы и зависимость коэффициента продуктивности от депрессии по скважинам (цифры) месторождения Южное;

е - индикаторные кривые нагнетательных скважин 80 (3) и 520 (4) Усть-Балыкского месторождения (по В.С.Евченко, 1979), цифры - порядок режимов работы;

ж - кривая изменения приемистости от давления по скв. 204 Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края (по А.Р.Гару-шеву, 1958).

ПТ и трещинно-поровых ТП разностей (рис. 2в) указывают, вероятно, на превалирующую распространенность вертикальных наиболее раскрытых трещин Т. Меньший наклон наблюдается у трещин ПТ и близкий к горизонтальному - ТП, имеющих второстепенное значение. Это предположение подтверждает быстрый прорыв подошвенных вод при работе коллектора, как однороднотрещинного Т. Следовательно, модель залежи отражает (рис. 2в) комплекс геолого-промысловых параметров, изменяющихся (стрелка) от оси У (Т) до оси X (П), что подтверждает характер индикаторных диаграмм (рис. 2г). В модели залежи как единого целого проявляется основной закон диалектики -единство и борьба противоположностей, - согласно которому единое целое не существует без взаимопроникновения и перехода свойств его составляющих друг в друга. В нашем случае переход от трещинного Т коллектора к поровому П постепенный, т.е. Т -> ПТ -> ТП -> П. Простейшим подтверждением изложенного является наличие высоко- и низкодебитных скважин на одном отдельно взятом месторождении, либо широкий диапазон изменения индикаторных диаграмм, выполненный на стадии поисково-разведочных работ в первой поисковой скважине при получении промышленного притока УВ.

Определяющее значение 5 МПа проявляется на всех зависимостях: рис. 2г - индикаторные диаграммы с увеличением депрессии приближаются к оси АР; рис. 2д - коэффициент продуктивности стабилизируется на низком уровне; рис. 2е - со временем приемистость скв. 80 (где 1, 2, 3 - последовательность режимов) и скв. 520 (4, 5) увеличивается, что связано с расширением трещин. При достижении критической величины закачки 5 МПа (увеличение забойного давления с 12 до 17 МПа) скважина начинает принимать большие объемы воды (рис. 2ж) при почти постоянном давлении. Следовательно, модель залежей имеет универсальный характер (рис.2в).

Аналогичная тенденция зависимостей удельной и общей продуктивности от депрессии и показателя скин-эффекта наблюдается по всем исследованным нефтяным и газовым месторождениям Средней Азии, Предкавказья, Западной Сибири, Урало-Поволжья, Сахалина и других регионов, что позволило нам сделать вывод об идентичности ФЕС карбонатных, терригенных, вулканогенно-осадочных, кремнисто-глинистых и др. коллекторов и рекомендовать предложенную дифференциацию их по ФЕС (таблица 1) для использования в практической работе. Исследованиями В.С.Куксенко и др. (1983) также экс-

периментально обнаружена единая для различных типов пород зависимость между длительностью и амплитудой акустических сигналов, с одной стороны, и размерами (дайной) образующихся трещин, с другой. Это ещё раз подтверждает универсальность модели залежей.

Характер зависимости трещинной пористости от депрессии показывает, что при ДР = 5 МПа шт = 0,2% и коллектор дренируется как трещинный. Трещинная пористость, определенная автором, а ранее Ф.И.Котяховым и С.А.Серебренниковым по фактическому содержанию УВ в трещинах выработанных и близких к истощению месторождений равна 0,2 - 0,205%. Следовательно, 0,2% - величина, которая характеризует трещинную емкость всей продуктивной толщи. Близкие значения получены С.И.Шишигиным (0,2%) при оценке коллекторских свойств Среднего Приобья и В.Н.Майдебором (0,2-0,3%) по грозненским и зарубежным месторождениям. Максимальная трещинная пористость работающих интервалов достигает 1%.

Используя минимальную трещинную пористость шт = 0,2%, можно определить извлекаемые запасы в трещинной ёмкости. Поскольку трещины дренируют весь объём месторождения, за эффективную толщину Ь принимается разность максимальных и минимальных абсолютных отметок соответствующих контактов. Их проводят на основании схемы опробования и анализа данных ГИС. Площади Б замеряют в пределах соответствующих контуров.

По данным Ф.И.Котяхова, Т.Д.Голф-Рахта в трещинах капиллярно-связанная вода отсутствует, то есть их эффективная ёмкость на 100% насыщена нефтью или газом, поэтому коэффициенты нефте- и газонасыщенности близки к 1. По фактическому содержанию флюида в трещинах выработанных месторождений они также близки к 1.

Подсчет извлекаемых запасов выполняется по формулам объемного метода. Поскольку газ из трещин полностью вытесняется водой, то произведение Р* • ак равняется 0 и расчетная формула примет вид:

Ог Т = Б Ь Шт Ро ао Кг г)г (3.1)

Прямая 1 (начало координат - точка А1 - рис. 26), исключающая влияние максимальной трещиноватости на форму кривой ЭДн, является результирующей (равнодействующей) Я между накопленными отборами из трещинной Т и поровой П емкостей и параллельна отрезку ПТ. Следовательно, темп отбора С>НПТ (около 2% <3Н баланс), со-

ответствующий линейной зависимости с угловым коэффициентом 1 и пропорциональный времени разработки т, обеспечит равномерное извлечение УВ из двух сред и в целом рациональную выработку запасов. Фонд добывающих скважин обусловливается темпом отбора продукта. Единство гидродинамической системы, её непрерывность (согласно кривой ZQh) и наличие обменных процессов между средами при незначительных (менее 5 МПа) депрессиях свидетельствуют о примерном равенстве (50% в трещинах и 50% в порах) балансовых запасов (рис. 26), то есть:

Е<ЗнТ = ХС!нП, (3.2)

где: 2Qh П = IQ„ П' + £Q„ П» , (3.3)

а слагаемые ZQhII1 и EQhII11 - запасы в поровой ёмкости, соответственно фактически извлеченные и остаточные. Следовательно, балансовые запасы по любому месторождению составят:

ZQh баланс. = IQ„T + £Qh П (3.4)

Согласно исследованиям Ф.И.Котяхова, Т.Д.Голф-Рахта, проницаемости по жидкости и газу в трещинах совпадают, следовательно, выявленные закономерности характерны и для газовых месторождений и поэтому:

IQr баланс. = ZQrT + ZQrn (3.5)

Положение о равенстве балансовых запасов двух сред отмечено в работах многих отечественных и зарубежных исследователей (Е.М.Смехов, Т.В. Дорофеева, 1987; С.О.Денк, 1995; Х.Фримен, С.Натансон, 1964 и др.).

Извлекаемые запасы нефти из пор, согласно (рис. 26) отношению ZQh W£Qh Т = аг/т 5 0,5. По месторождению Хаудаг adai = 0,4, следовательно, извлечено 50% нефти из трещин и 20% из пор, то есть всего 70% от балансовых запасов. По газовым месторождениям си/ал < 0,2 и общие извлекаемые запасы газа не превышают 60%, поскольку после обводнения трещин выработка поровых целиков нерациональна. В.Н.Майдебор, М.Т.Абасов и др. также заключают, что доля из-

влекаемых запасов в матрице меньше. Превалирующее развитие вертикальной трещиноватости объединяет многопластовые залежи в единую гидродинамическую систему в связи с чем при подсчете запасов месторождение следует рассматривать как единый массивно-пластовый природный резервуар, а проектирование показателей разработки осуществлять по пластам (эксплуатационным объектам) с темпом годовых отборов, соответствующим линейной зависимости Он, г = {(т), что исключит раздельную выработку запасов и преждевременную обводненность трещин.

Таким образом, геолого-промысловое моделирование позволило усовершенствовать методику оценки коллекторов нефти и газа и произвести их деференциацию по ФЕС на четыре типа: трещинные, порово-трещинные, трещинно-поровые и поровые. Выявлены основные факторы, влияющие на их геолого-промысловые характеристики. Одинаковая динамика зависимостей геолого-промысловых параметров и показателей разработки позволила заключить о близости ФЕС коллекторов различного литологического состава. Создана фильтрационно-емкосггная и гидродинамическая модель залежей, установлен ее универсальный характер и выявлены критерии, способ-1 ствующие совершенствованию поисково-разведочных работ, и определены основные параметры, влияющие на подсчет запасов и технологические показатели разработки нефтяных и газовых месторождений. Рассмотрим эти положения более детально.

4. МЕТОДИКА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПОИСКОВО-

РАЗВЕДОЧНОГО ПРОЦЕССА И ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Ведущая роль трещинно-разрывной тектоники в формировании залежей нефти и газа осадочного чехла и пород фундамента обусловливает как в платформенных, так и в геосинклинальных областях развитие близких по ФЕС коллекторов и расширяет диапазон перспективных отложений. Преимущественное развитие вертикальной трещиноватости объединяет приразломные образования фундамента с менее дифференцированными вышележащими замкнутыми структу-

рами осадочного чехла в единую гидродинамическую систему, что подтверждается вертикальной миграцией флюидов, нефтепроявления-ми и наличием различных фоновых аномалий на дневной поверхности.

Перспективы нефтегазоносности отложений низов осадочного чехла и пород фундамента определяют неантиклинальные ловушки приразломного характера (тектонически экранированные, литолого-стратиграфические), в которых благодаря сейсмической напряженности, дилатантному предразрушению и гидротермальным процессам широко развиты трещинные коллекторы (В.И.Белкин, Р.И.Медведский, Н.П.Запивалов, И.М.Шахновский и др.). Комплек-сирование сейсмостратиграфических и литолого-фациальных исследований способствует их выявлению. Получение значительных притоков флюидов из пород-коллекторов доюрского основания ЗападноСибирской НГП, например, до 600 м3/сут. нефти на Горелой площади в Ханты-Мансийском районе (Р.М.Бембель, Н.П.Запивалов и др., 1995), 1500 метровой толщи гранитов фундамента (на глубинах 30204300 м при дебитах нефти 1500-2000 м3/сут) Южно-Вьетнамского шельфа, кварцитовых песчаников Алжирской Сахары (И.М.Шахновский, 1996), наличие зоны регионального разуплотнения, выявленной до глубины 9 км Кольской сверхглубокой скважиной (Г.А.Байбакова, 1996), открывают перспективы поисков залежей нефти и газа в пределах всей земной коры, а не только в её осадочном чехле. Размещение первых поисковых скважин в пределах разуплотнённых зон позволяет открыть новые месторождения нефти и газа.

Исходя из фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей, наиболее перспективные участки в низах осадочного чехла и пород фундамента Западно-Сибирской НГП будут находиться на периклиналях по отношению к структурным образованиям неокома, где возможна лучшая сохранность залежей и снижено проявление перетоков вследствие более интенсивного разбуривания вышележащих объектов в сводовых и присводовых зонах. Неоднородность геотемпературных и пьезометрических полей, зональное распределение по площади пластовых вод и нефтей с различными физико-химическими свойствами обусловлены блоковым строением залежей и вертикальной миграцией флюидов, и поэтому эти факторы могут служить в качестве поисковых критериев для обоснования перспективных территорий.

Мигрирующие нефть и газ развивают больший напор в глинистых и галогенных похрышках, поскольку они оказывают более значительные сопротивления, чем проницаемые пласты, в которых УВ теряют энергию вследствие насыщения коллекторов при формировании залежей. Следовательно, наличие низких градиентов пластовых давлений по сравнению с вмещающими породами может служить благоприятным признаком для выявления перспективных на нефть и газ объектов в разрезах скважин. Анализ изменения градиентов пластовых давлений по технологическим данным бурения методом <1-экспо-ненты подтверждает наличие продуктивных интервалов. Другим критерием оценки нефтегазоносности являются аномалии пониженных температур и низкие (до 1°С /100 м) геотермические градиенты, обусловленные дроссельным процессом, происходящим в проницаемом пласте при расширении газа и испарений его тяжелых фракций. Нами рекомендован ряд площадей (Айни, Танапчи, Рохаты и др.), необоснованно выведенных из поискового процесса, где отсутствие или незначительная приточность перспективных объектов были следствием неучета их фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик, некачественного вскрытия и испытаний.

Неучёт фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей и создание значительных (до 50%) репрессий в процессе бурения снижают проницаемость трещинной среды в присква-жинной (кшп ) и удалённой (кум) зонах пласта. Нами разработана методика дифференцированного подхода к оценке качества вскрьгпм и обоснованию мероприятий при опробовании объектов в открытом стволе с помощью ИПТ и испытании в обсаженных скважинах, внедрение которой способствовало открытию месторождений Бештентяк, Сульдузы, Ходжа-Сартис.

В трещинных коллекторах со сниженной проницаемостью ПЗП, на основе учета радиуса дефектной зоны рассчитаны дополнительные депрессии, обеспечивающие восстановление ухудшенных коллектор-ских свойств с помощью ИПТ. На основании фактических и дополнительных депрессий установлено, что необходимые депрессии должны составлять 0,56 - 0,7 Рпл. В колонне наиболее эффективны большеобъ-емные солянокислотные обработки, а возбуждение притоков достигается созданием переменных давлений (глубоких депрессий) с помощью ИПТ, струйных насосов, вибрационных методов.

Вызов притоков ИПТ в интервалах со сниженной проницае-

мостью УЗП сопровождается падением давления от цикла к циклу. Отсутствие или незначительность притоков связаны с запаздыванием из-за низкой проницаемости подтока из пор в расформированные после кольматации лишь трещины ПЗП. Увеличение (до нескольких суток) продолжительности воздействия депрессии на пласт в этих случаях служит решающим фактором, исключающим пропуск перспективных на нефть и газ объектов. В обсаженных скважинах промышленные притоки практически не получают.

В интервалах испытания, характеризующихся двухслойными КВД (с тройной проницаемостью), получение притоков не зависит от соотношения ДРдепр/ДРрепр. > 3. Как показал анализ работы скважин месторождения Бештентяк, создание значительных, но кратковременных депрессий не приводит к смыканию трещин. Исходя из того, что при депрессии менее 10 МПа происходит блокирование проницаемого пласта глинистой коркой, получение притоков достигается депрессиями 10-12 МПа. Из всех видов установления гидродинамической связи с пластом в колонне наиболее эффективна гидропескоструйная перфорация (ГПП). Успешность операций при этом не зависит от величины репрессии. Последняя, видимо, не оказывает воздействия на основную трещинную емкость (Т) из-за связи её (рис. 1г) с трещинами меньших размеров (ПТ) и при проведении ГПП, обладающей значительной разрешающей способностью, за счет чего устанавливается связь с неизменённой частью коллектора. В последующем, в результате очистки трещин ПТ, дебиты возрастают. Этот факт подтверждают экспериментальные и промысловые исследования (В.В.Паникаровский, 1984; М.А.Политыкина, 1988 и др.), согласно которым в низкопроницаемых разностях (к < 0,05 - 0,03 мкм2) проникновение глинистого материала и утяжелителя не наблюдается, следовательно, кольматации наиболее подвержены трещины с проницаемостью более 0,2 мкм2, то есть коллекторы ПТ и Т (см. табл. 1). Оценка качества вскрытия пластов от репрессии (ДРрепр.) и водоотдачи (В), т.е. снижения проницаемости ПЗП (кузп / к пзп) = Г (ДРрепр, В) по месторождениям Средней Азии и Западной Сибири позволили нам обосновать оптимальные параметры промывочной жидкости, обеспечивающие качественное вскрытие трещинных коллекторов: ДРрепр. = 8-10%; В = 3-4 см3/30 мин.

Наличие зон с пониженной проницаемостью отрицательно сказывается на нефтегазопоисковом процессе и оценке величины извлекаемых запасов, поскольку приводит к ошибочным заключениям по

ГИС. Многократные корректировки величин запасов подтверждают этот вывод. Разработанная нами методика соответствия геолого-технологических наблюдений с гидродинамическими, геотермическими и геохимическими исследованиями способствует дифференциации разреза по ФЕС. В этой связи необходим переход на более масштабные исследования ИПТ (годовые объемы не превышают 18-20%), что позволит повысить их информативность и снизить объем непроизводительных затрат в обсаженных скважинах. Значительные противодавления в процессе бурения на пласты и их влияние на трещинную ёмкостью, содержащую основные извлекаемые запасы, требуют широкого внедрения гидропескоструйной перфорации (ГПП), гидроразрыва пласта (ГРП), вибрационных методов, не исключая обработок химическими реагентами. В противном случае, вследствие снижения проницаемости пласта, скважины вводят в эксплуатацию с дебетами ниже планируемых и для достижения проектной добычи приходится бурить значительное число дополнительных скважин. Поскольку кривые накопленной добычи 2ХЗн,г отражают фильтрационно-емкостную и гидродинамическую характеристики природных резервуаров, то механизм очистки трещин и дренирования залежей четко отражается на их форме, причём независимо от литологии, стратиграфической принадлежности и величины запасов, что также свидетельствует об универсальности разработанной нами геолого-промысловой модели.

Преимущественная раскрытость вертикальных трещин объединяет многопластовые залежи в единую гидродинамическую систему, а создание значительных депрессий (> 5 МПа) или интенсификация добычи путем заводнения исключают подток из пор, способствуют межпластовым перетокам и росту объёмов ремонтно-изоляционных работ. Разработанные нами рекомендации по этому вопросу изложены в отчете и переданы ЗапСибБурНИПИ.

Подтверждением гидродинамической связи залежей служит процесс заводнения, при котором закачка воды в пласт происходит при забойном давлении значительно меньшем, чем полное горное давление, контролирующее горизонтальную трещиноватость. Значение репрессии, обусловливающей раскрытие вертикальных трещин для карбонатных и терригенных коллекторов различных регионов примерно одинаково и близко к 5МПа (А.Т.Горбунов, В.Н.Иванов, Д.В.Коновалов и др.). При снижении пластового давления уменьшается величина забойного давления, необходимого для раскрытия верти-

кальных трещин, Наличие перетоков впервые отмечено И.Г.Пермяковым и др. (1950) на основании анализа разработки нефтяных залежей пластов Д] и Дг Туймазинского месторождения, где участки сообщаемости четко проявляются на картах изобар. Расхождение между расчетными величинами пъезопроводности и ее теоретическими значениями, а также возрастание расчетных величин гид-ропроводности в процессе испытания скважин свидетельствуют о наличии межпластовых перетоков в Западно-Сибирском и других гидрогеологических бассейнах (А.Д.Резник, Б.П.Ставицкий).

Таким образом, учёт разработанной нами фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей способствует совершенствованию поисково-разведочных работ, открытию и освоению месторождений.

5. МЕТОДИКА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СПОСОБА ОЦЕНКИ И ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА НА БАЗЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ

5.1. Совершенствование методики подсчета запасов нефти многопластового месторождения в терригенных коллекторах

Большинство месторождений Западно-Сибирской НГП приурочено к сейсмически напряженным зонам (Ю.А.Романов, А.С.Кузнецов, Н.М.Белкин, Р.М.Бембель и др.), которые обусловливают превалирующее развитие вертикальной трещиноватости. Поскольку контуры полей трещиноватых пород совпадают по вертикали с контурами залежей всех продуктивных пластов, следовательно, многопластовые месторождения представляют единые гидродинамические системы. Это положение подтверждают наличие газовой залежи в ту-ронской покрышке на Заполярном и газопроявлений в вышележащих отложениях на указанном и Тазовском месторождениях; признаки нефти, например, в образцах пород мощной (до 60м) глинистой покрышки (скв. 185,235), перекрывающей нефтенасыщенный пласт АСп на Приобском месторождении; послойный анализ кернового материала и литолого-геофизических особенностей продуктивных отложений пласта БСю Федоровского месторождения (М.П.Юрова,

Н.Н.Томилова, 1997); прогнозируемая (по аналогии с абалакской свитой) нефтегазоносность глинистых трещинных коллекторов фролов-ской свиты (В.И.Когаохов, Г.С.Ясович, 1997); нефтепроявления и фоновые аномалии на поверхности и особенности разработки месторождений, что еще раз подтверждает универсальность предложенной модели залежей.

Разработка эксплуатационных объектов Мамонтовского нефтяного месторождения производится с поддержанием пластового давления, динамика технологических показателей свидетельствует о том, что оно разрабатывается так же, как и при естественных режимах. Поскольку основные извлекаемые запасы содержатся в трещинной емкости и учитывая, что кольматации подвергаются преимущественно трещины Т на начальном этапе разработки вследствие их очистки, коллектор дренируется по нефти и закачиваемой воде как поровый П, трещинно-поровый ТП, порово-трещинный ПТ, а с 1981г. после точек 3,31 (рис.3) как однороднотрещинный Т. Появление воды из однород-нотрещинного коллектора Т (точки 5,5') свидетельствует, что закачиваемая вода полностью контролирует высокопроницаемый коллектор Т, поэтому в 1986г. достигнута максимальная добыча, начался вывод из эксплуатации обводнившихся скважин, а увеличение объемов закачки и фонда скважин (1988 - 1991 гг) не способствует росту добычи, и в 1991 г. (точки 4,41) завершилась выработка коллектора Т.

Поскольку основной объем закачки производится в базисный пласт БСю, содержащий 85% извлекаемых запасов, то после достижения максимального отбора (1985 г., рис. 4а) за счет перетоков воды достигнут максимум добычи по другим эксплуатационным объектам, и в 1991 г. как по месторождению (рис. 3), так и по всем объектам эксплуатации (рис. 4) завершена выработка однороднотрещинных коллекторов Т. В последующем, после точки 41 (рис. За) завершится извлечение нефти из коллекторов с более худшими геолого-промысловыми параметрами ПТ, ТП (примерно на уровне точек 21, 1'), что позволяет определить предполагаемую фактическую добычу из трещинной емкости EQ.iT (коллекторов Т, ПТ, ТП) по месторождению.

Исходя из того, что трещины дренируют весь объем месторождения, за нефтенасыщенную толщину Ь принимается разность отметок кровл пласта АО (- 1875 м) и ВНЕС по пластам БСюиБСк (- 2395 м)

Рис. 3. Динамика средних (а) и суммарных (б) по годам показателей разработки Мамонтовского месторождения:

1 - добыча нефти (С>„), 2 - объём закачиваемой воды (С>„ „*.), 3 - отбор воды (С>в), все в условных единицах; 4 - число добывающих скважин (пскв); 5 - обводненность (Гв) в %.

№1 №Ш91$М 1389)394 ^ „ Т гид

Трещинныи ' коллектор

тз тч <373 тн шз №/ %гоз Трещинный.

1 коллектор"

Рис. 4. Динамика фонда скважин, средних (а) и суммарных (б) отборов нефти по залежам баррема (пласты АС«, АС5+б) и валанжина (пласты БСв, БСп, БСю, БСютсп) Мамонтовского месторождения.

обозначения см. рис. 3. 1 - текущий прирост добычи при совместной эксплуатации пластов АС< и АС« и за счёт увеличения фонда скважин (пласт БСц (возвр.).

равная 520 м. Трещинная пористость шт = 0,2%, коэффициенты к„ = 1, г) = 1. Остальные подсчетные параметры взяты без изменения из подсчета запасов. Погрешность в оценке запасов трещинной емкости по предлагаемой методике и предполагаемой фактической добыче составила 4,7%. Из поровых коллекторов при современном развитии технологии добычи будет извлечено не более половины имеющихся там запасов. Таким образом, по месторождению извлекаемые запасы составят: 50% из трещин, примерно 25% из пор и всего около 75% от балансовых запасов. При оценке запасов традиционным объемным методом1 величина балансовых запасов занижена в 1,43, а по извлекаемым - в 2,14 раза.

Следовательно, разработанная нами методика позволяет более чётко оценить реальные запасы в терригенных коллекторах.

5.2. Совершенствование методики подсчета запасов нефти в карбонатных коллекторах газонефтяных месторождений

Предложенная нами модель залежей уверенно проявляется при разработке месторождений с использованием энергии газовой шапки и значительной активности пластовых подошвенных вод. Так, в начальный период эксплуатации газонефтяного месторождения Бештен-тяк отбор нефти производился под действием газонапорного режима (рис. 5). После очистки трещин с 1978г. (точки 4, 41) происходит поршневое вытеснение нефти газом из однороднотрещинных коллекторов Т. Это обусловило достижение в 1979 г. максимальной добычи, высокие газовые факторы и снижение энергии газовой шапки. Последующая активизация водонапорного режима привела к завершению выработки однороднотрещинных коллекторов Т (точки 3, З1) и перемещению в газовую шапку вначале нефти, а затем воды.

Очаговое заводнение, внедренное в 1981 г., значительное увеличение фонда скважин несколько стабилизировали добычу (после точки 3', рис. 5а). Наметившаяся после 1986 г. тенденция к снижению годовых отборов свидетельствует, что в ближайшие годы завершится извлечение нефти из коллекторов ПТ, ТП, и трещинная емкость полностью обводнится.

Поскольку залежь массивная, за нефтенасьнценную толщину Ь принимается разность абсолютных отметок ГНК (- 790 м) и ВНК (987 м), равная 197 м. Подсчет запасов трещинной емкости по усовер-

МПа

1372 1377' ' 1362 1387 %годы Трещинный коллектор

Рис. 5.-Динамика средних (а) и суммарных (б) по годам показателей разработки газонефтяного месторождения Бештентяк:

1- добыча нефти (С>н), 2 - добыча газа (С>г), 3 - отбор воды (С)«), 4 - объём закачиваемой воды (С>в ж), 5 - среднесуточный дебит, всё в условных единицах, 6 - число добывающих скважин (пСк».), 7 - пластовое давление (Рпл), 8 - обводненность (Гв) в %.

шенствованной методике показал, что погрешность в их оценке с предполагаемым фактическим отбором составила составила 4%. Балансовые запасы в поровой емкости соизмеримы с запасами в трещинах. Балансовые запасы, подсчитанные традиционным объемным методом завышены в 2,5 раза, методом материального баланса - 2,8 раза.

Предложенная методика способствовала уточнению запасов нефти по месторождениям Кичикбель, Шаамбары, Сульдузы (ПО "Таджикнефть").

Таким образом, разработанная методика позволяет совершенствовать процесс подсчета запасов в карбонатных коллекторах с учетом реальных условий разработки при действии смешанного режима.

5.3. Совершенствование методики подсчета запасов газа в карбонатных коллекторах газовых месторождений

Универсальность фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей также отчетливо прослеживается при разработке газовых месторождений. Так, например, на месторождении Кы-зылтумшук (рис.6), где проявляется водонапорный режим, с начала разработки осуществлялось дренирование однороднотрещинного коллектора Т. В связи с этим в 1968 г. достигнут почти максимальный уровень добычи. Появление воды из однороднотрещинного коллектора Т (точки 4, 4') свидетельствует, что внедряющаяся в залежь вода контролирует всю трещинную емкость, и поэтому дальнейшее увеличение в 2 раза фонда скважин способствовало незначительному (рис. 6а) увеличению добычи. Прогрессирующая обводненность скважин привела к снижению годовых отборов, полной выработке и обводнению трещинной емкости (точки 3, 3', 3"). Раздельная выработка запасов свидетельствует о единстве гидродинамической системы мел - палеоценовая залежь. Аварийное фонтанирование, приведшее к снижению пластового давления на 2,8 - 3,0 МПа по всем продуктивным горизонтам, подтверждает этот вывод.

Согласно схеме опробования, за газонасыщенную толщину Ь принимается разность абсолютных отметок кровли (- 173 м) и ГВК (650 м), составляющая 477 м. Подсчет запасов по предложенной нами методике показал, что извлекаемые запасы занижены в 2,1 раза. Следовательно, эту методику можно использовать при подсчете запасов

Рис. 6. Динамика средних (а) и суммарных (б) по годам показателей разработки газового месторождения Кызылгумшук:

1 - добыча газа (<3г), 2 - отбор воды ((2„), 3 - среднесуточный дебит (яг), все в условных единицах, 4 - фонд добывающих скважин (пс*а.)

газовых месторождений.

Таким образом, предложенная методика позволяет уточнить подсчётные параметры, совершенствовать процесс подсчета запасов нефти и газа на базе реальной модели залежей независимо от природных режимов.

6. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ,

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

6.1. Уточнение технологических показателей разработки нефтяных месторождений

Анализ состояния разработки юрской залежи пласта ЮКю Та-линского месторождения Западно-Сибирской НГП показал, что на начальной её стадии происходила очистка трещин, и коллектор дренировался по нефти и закачиваемой воде (рис. 7) как П, ТП, ПТ. С 1987 г. отмечается работа коллектора как однороднотрещинного Т и характеризуется увеличением добычи и прогрессирующей (до 19 % в 1989 г.) обводненностью продукции. Появление закачиваемой воды из однороднотрещинного коллектора Т (1990 г.) свидетельствует о завершении его выработки в 1991 г. (точки 4, 4'). Значительное увеличение фонда скважин и объемов закачки (1991-1993 гг) замедлило (заштриховано, рис. 7а) снижение добычи, но не изменило тенденцию к её падению.

Исходя из фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежи, годовая добыча не должна была превышать уровня QHnT = f (т), обеспечивающего одновременную выработку трещин и пор. Объемы закачиваемой воды также должны соответствовать линейной зависимости QB = f (т). Выявленные закономерности характерны как для месторождений, так и для отдельных эксплуатационных объектов (см. рис. 3,4) и скважин. Аналогичные выводы сделаны нами при разработке залежей, которые работают на естественных режимах (см. рис. 2а, 5). Несоблюдение условий и увеличение темпов отборов нефти (QH Т » 2 QH ПТ), закачки воды (или вытеснения при дренировании залежей на природных режимах) исключает подток нефти из пор латерали, дренирование осуществляется по вертикали. Это обусловливает первоочередную выработку и обводнение трещинной емкости и образование целиков поровых коллекторов. Своевременная трансформация системы заводнения (группа скважин И) в зоны с пониженным (Кн < 10) коэффициентом (Кн) фильтрационной неоднородности (Кн - выражается отношением проводимости высокопроницае-

Пскв П 4000Ж

0*зак.

............Я^А

ЕЗ / Ш2 тз

1395 % годы

"ЩЭ КН>Ю }

нак/ЬЭср.,т.

тт

Рис. 7. Геолого-промысловое обоснование уточнения технологических показателей разработки нефтяных месторождений:

а - динамика средних и б - суммарных показателей разработки залежи юры (пласт ЮКш) Талинского месторождения: 1 - Добыча нефти (С>н), 2 - объём закачиваемой воды (СЬ мк), 3 - отбор воды Юв), все в условных единицах, 4 - число добывающих скважин (Пскв), 5 - обводненность (£,) в %, б - прирост добычи за счёт увеличения фонда скважин;

в - зависимость эффективности вытеснения нефти водой от коэффициента фильтрационной неоднородности пласта.

мого интервала к проводимости остальной части пласта) позволяет увеличить в 2-3 раза выработку на 1 м нефтенасыщенной толщины (рис. 7в) и снизить объем непроизводительных затрат.

Предложенные нами рекомендации по управлению и регулированию процессом разработки нефтяных месторождений приняты к внедрению АО "Сургутнефтегаз", АО "Юганскнефтегаз" Тюменской области, НГП "Южуралнефть" и НГП "Оренбургские недра" Оренбургской области.

Таким образом, предлагаемая модель позволяет уточнять уровень отборов нефти, объемы закачиваемой воды и фонд добывающих скважин, осуществлять управление и регулирование процессом разработки с учётом неоднородности продуктивных отложений.

6.2. Обоснование уточнения технологических показателей разработки газовых месторождений

На Ямбургском месторождении Западно-Сибирской НГП в начальный период разработки секоманской залежи происходила очистка трещин и коллектор работал как П, ТП, ПТ (рис. 8а,б). В 1987 г. с момента установления определяющей роли трещин (коллектор ПТ) достигается максимальный среднесуточный дебит qr. Последующее увеличение фонда скважин и добычи приводит к выработке однородно-трещинного коллектора Т и характеризуется падением пластового давления и (]г . Замедление и снижение темпа роста добычи (после 1990 г.) свидетельствует, что трещинная емкость полностью охвачена дренированием. Следовательно, увеличенный темп отборов QrT ~ 2 Qr ПТ исключил подток газа из коллекторов латерали, и дренирование осуществляется по. вертикали. Последнее обусловило внедрение пластовой воды с подъемом ГВК от 10,1 до 19,2 м/год (район УКПГ -1,5, 6), интенсивное снижение пластового давления, опережающее внедрение подошвенных вод в сводовую часть залежей. Аналогичные факты выявлены по другим месторождениям Тюменского Севера (Медвежье, Уренгойское, Вынгапуровское) с терригенными коллекторами. Кроме того, такие же особенности отмечены в карбонатных коллекторах Афгано-Таджикской впадины на месторождении Кызылтумшук (рис. 6). Центрально-групповое размещение добывающих скважин в сводах куполовидных поднятий приводит к формированию глубоких депрес-сионных воронок (рис. 8в). Поскольку выработка газовых и га-

Пскв * бООг 3

Жпуслм I111

Ь п

1600т

№5

Трещинный < ; комленгор

5425-Н 24$7-К 2Ш-Н 23 Ц

Щ севаППЗ 1 ЖПГ-5В 1 ЮГ ЦЮ ЩЕ2-Н, УШ-2В —I жныикулал УКПГ-1АВ

Рис. 8. Геолого-промысловое обоснование уточнения технологических показателей разработки газовых месторождений:

а - динамика средних и б - суммарных по годам показателей разработки сеноманскои залежи Ямбургского месторождения: I - добыча газа (С>г), 2 - темп отбора балансовых запасов Ъ (т) в %, 3 -число добывающих скважин (псИ), 4 - пластовое давление (Рщ,), 5 -среднесуточный дебит (яг);

в- профили пластового давления по газоконденсатной залежи валан-жина Уренгойского месторождения:

1,2 - соответственно по северному и южному поднятиям Центральной приподнятой зоны, 3 - по Южному куполу, 4 - эксплуатационная скважина, с индексом Н - наблюдательная (на осях абсцисс указаны номера скважин по профилям).

зоконденсатных месторождений завершается стадией падающей добычи, то основная часть запасов поровой емкости остается невырабо-танной. Своевременное вовлечение в разработку периферийных участков с ограничением дебитов в сводовых частях залежей способствует перераспределению давлений, выработке запасов поровой емкости и достижению максимальных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи.

Таким образом, предлагаемая модель газовых залежей позволяет регулировать процесс разработки газовых месторождений, управлять им путем уточнения уровней отборов газа, фонда скважин, эффективного использования пластовой энергии.

6.3. Анализ влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов

На Суторминском нефтяном месторождении ЗападноСибирской НГП при разработке залежи валанжина (пласт БСп2) осуществлялось увеличение плотности сетки скважин (ПСС) на опытном участке, что способствовало опережающей выработке трещинных коллекторов. Об этом свидетельствует ускоренное достижение максимального уровня добычи <2н и среднесуточного дебита q по сравнению с показателями разработки в целом по залежи (рис. 9а, б, а', б').

Значительный рост я возможно связан с перетоками по латера-ли. На это указывает в частности несоответствие <3„Т » 2С>НПТ (рис. 9а1, точки 21, З1). Отбор нефти на опытном участке сопровождается более высокой обводненностью продукции (23% в 1992 г.) и в связи с этим выводом в 1990-1993 гг. обводнившихся скважин из эксплуатации. Если при дренировании залежи осуществляется выработка одно-роднотрещинного коллектора Т, то на опытном участке извлечение нефти после выработки однороднотрещинного коллектора Т производится из коллектора ПТ с более худшими геолого-промысловыми характеристиками. Подтверждением этого служат более низкие значения среднесуточного дебита я (около 5 м3/сут.) и более высокая обводненность продукции (80,3 % против 60 % по залежи).

Таким образом, увеличение в 4 раза ПСС на опытном участке лишь ускорило раздельную выработку запасов, что обеспечило рост текущего коэффициента нефтеотдачи на 0,107 по сравнению с базовым вариантом, но не способствовало достижению максимальной нефтеотдачи пластов, поскольку исключает вовлечение в разработку низко-

Пеке 300 200

I I I I I Г I

1385 /330 /335 Трещинный

коллектор

I* п | ''' I г

1387 1330 1335 „ I Трещинный с коллектор

80Г80Г

ЕИ Е32 И* Е35 Щб

1983 1ЭЭ0 1331 1992 %ГОДЫ ЩВ7 Шв

Рис. 9. Динамика показателей разработки залежи валанжина (а,б), опытного участка (а,б') при плотности сетки скважин соответственно 25 и 6,25 га/скв. и по скв. 305 (в) Суторминского нефтяного месторождения:

1 - добыча нефти (С>н), 2 - объём закачиваемой воды Ю, Зах.), 3 - отбор воды (<3в), 4 - число добывающих скважин (пск„), 5 - обводненность (Гв) в %, 6 - среднесуточный дебит (с}), 7 - прирост добычи за счёт увеличения фонда скважин, 8 - прирост добычи после обработки ПЗП.

проницаемых коллекторов. К аналогичному выводу о влиянии двукратного уплотнения сетки скважин на газоотдачу продуктивных отложений пришли американские исследователи Т.Ф.Макккоу, М.Д.Феткович, Д.Е.Рис и др. (1992, 1994) при анализе разработки гигантского газового месторождения Хыоготон.

Более того, перевод обводнившихся скважин для эксплуатации вышележащего объекта приведёт к тому, что запасы поровой ёмкости останутся невыработанными. Подтверждением этого служит непродолжительный (после обработок прискважинной зоны HCl, ПАВ и очистки струйным насосом УОС-1) период эксплуатации добывающих скважин (рис. 9в), в процессе которого создаваемое давление нагнетания намного превышает пластовое. Это исключает подток нефти из целиков поровой среды и обусловливает достижение (заштриховано) максимальных дебитов и быструю обводненность работающих интервалов.

Следовательно, определяющим фактором для достижения максимальных коэффициентов нефте- и газоотдачи является не ПСС, а темп годовых отборов QH,rin\ Эта величина обоснована благодаря предложенной фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей. Уровень добычи Qh.iTIT обусловливает одновременную выработку трещинной и поровой сред, длительный безводный период и достижение максимальных КИН и КИГ. Следовательно, главный критерий эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений - исключение раздельной выработки запасов.

Таким образом, использование предлагаемой модели позволяет в процессе проектирования разработки уточнять основные технологические показатели: уровень добычи нефти и газа, объемы закачиваемой воды, сетку скважин и намечать мероприятия с целью более полной выработки трудноизвлекаемых запасов.

7. ОЦЕНКА ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОМЕНДУЕМОЙ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ

Использование разработанных автором методик, изложенных в рекомендациях, опубликованных статьях и диссертационной работе, способствовали открытию, а затем и обоснованному подсчету запасов

месторождений Бештентяк, Сульдузы, Ходжа-Сартис. Их апробация позволила доказать высокую перспективность на нефть и газ структур Айни, Рохаты, Ходжа-Мумын, Танапчи и др., где отсутствие или слабые притоки флюидов являлись следствием некачественного вскрытия и испытания объектов и не могли служить основанием для прекращения нефтегазопоисковых работ.

Создание значительных депрессий или интенсификация добычи заводнением обусловливает нарушение единства гидродинамической системы залежей, неэффективное использование пластовой энергии, поршневое вытеснение нефти или газа водой, что приводит к низким коэффициентам охвата и конечной нефтегазоотдачи пластов, перетокам флюидов, образованию целиков УВ в низкопроницаемых коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами.

По Мамонтовскому месторождению закачка воды с начала разработки производится в высокопроницаемый коллектор, поэтому добыча нефти характеризуется линейной зависимостью (рис. 10а).

0н,млн.т

1386

1967

1391

40 80 120 0.в зза, шн.т

0.н,шн.т,

те

/99!

40 60 (1В)тн.т

1 Ш 2

Рис. 10. Динамика показателей разработки Мамонтовского месторождения:

а - зависимость добычи нефти от объёма закачиваемой воды; б - зависимость добычи нефти от объёма попутной воды; 1 - прирост добычи, 2 - зона с низким отбором попутной воды.

Незначительный прирост отбора нефти в 1986 г. (заштриховано) связан с тем, что с 1985 г. закачиваемая вода полностью контролирует трещинную ёмкость (см. рис. 3), и поэтому в дальнейшем, несмотря на значительный объем закачки (1987-1991 гг.), добыча нефти уменьшилась почти в два раза по сравнению с 1986 г. Следовательно, интенсификация добычи в этот период заводнением оказалась неэффективной.

Изменение характера зависимости после 1991 г. (рис. 10а) позволяет заключить, что отбор нефти производится из коллекторов с более худшими геолого-промысловыми параметрами ПТ. Поскольку уровень добычи нефти в 1991 г. соответствует уровню 1980 г. (см. рис.3), когда одновременно произошло подключение по нефти и закачиваемой воде к основной трещинной ёмкости Т, следовательно, в 1991 г. завершилась выработка однородиотрещинного коллектора Т, (рис. 10а). На приведённых рисунках QHT « 2QHnT.

Темп отбора QJIT характеризуется низкой добычей попутной воды (рис. 106, интервал А), значит при темпе заводнения 0„ПТ (см. рис. 3) не нарушается единство гидродинамической системы залежи, т.е. отбор нефти из трещин восполняется подпиткой нефти из пор. При нарушении баланса (после 1980 г. коллектор работает как одио-роднотрещинный), дренирование залежи осуществляется по вертикали. Этот период характеризуется увеличением добычи попутной воды (рис. 106) и несоответствием объемов закачиваемой и добываемой жидкости (в 1980 г. - 160, 3 %). Подобная практика свидетельствует о межпластовых перетоках, что влияет на объем непроизводительных закачек воды в пласты. Аналогичная картина наблюдается на месторождениях Талинское, Федоровское, Западно-Сургутское и др.

Объем непроизводительных закачек по месторождениям составил: Мамонтовскому - 183 млн.м3, Талинскому -165 млн.м3, Федоровскому - 301 млн.м3, Западно-Сургугскому - 70 млн.м3.

Рекомендации, разработанные автором, на основе фильтрацион-но-емкостной и гидродинамической модели залежей и принятые к внедрению в 1995-1997 гг. производственными организациями Тюменской и Оренбургской областей способствуют уточнению запасов и их выработке в т. ч. из низкопроницаемых коллекторов, повышению текущей и конечной нефтеотдачи пластов, снижению непроизводительных затрат.

Экономический эффект от внедрения предложенных автором рекомендаций составил 457 млрд. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе на основе учёта комплексных методологических принципов и геолого-промыслового моделирования сформулированы научные концепции подготовки нефтяных и газовых месторождений к разработке, обеспечивающие совершенствование поисково-разведочных работ, промышленную оценку и дифференциацию запасов, уточнение технологических показателей разработки. При решении этих задач получены следующие выводы.

1. Разработана фильтрационно-емкостная и гидродинамическая модель залежей нефти и газа, установлены закономерности ее проявления на всех стадиях подготовки месторождений к разработке.

2. Усовершенствована методика оценки коллекторов нефти и газа и их дифференциация по ФЕС на четыре вида: трещинные, порово-трещинные, трещинно-поровые и поровые. Выявлены основные факторы, влияющие-на геолого-промысловые характеристики каждого типа. Одинаковая динамика зависимостей промысловых параметров и показателей разработки позволила сделать заключение о близости ФЕС коллекторов независимо от литологического состава.

3.Разработана методика совершенствования поисково-разведочных работ, включающая обоснование основных факторов, повышающих эффективность этого процесса, методов и технологий, обеспечивающих качественное вскрытие пластов, дифференциацию разреза по ФЕС, вызов и интенсификацию притоков, интерпретацию результатов комплексных исследований скважин и освоение месторождений.

4. Предложена методика оценки повышения перспектив нефтега-зоносности глубокозалегающих отложений осадочного чехла и пород фундамента на основании фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей путем выявления разуплотнённых зон и участков на першслиналях по отношению к структурным образованиям неокома, где возможно лучшая сохранность залежей и снижено влияние перетоков вследствие интенсивной выработки вышележащих объектов в сводовых и присводовых частях.

5. Разработана методика выявления основных геолого-промысловых параметров, влияющих на структуру, подсчет запасов, их дифференциацию и проектирование разработки.

6. Усовершенствован способ оценки и дифференциации запасов нефти и газа на базе фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей, обоснованы и уточнены основные подсчетные параметры, соответственно величины запасов нефти, газа, содержащихся в различных типах коллекторов.

7. Создана методика учета геолого-промысловых, гидродинамических и фильтрационно-емкостных характеристик залежей и их влияния на технологические показатели разработки. Внедрение в практику предлагаемого метода будет способствовать одновременной выработке трещинной и поровой сред, уменьшению обводненности продуктивных отложений и снижению непроизводительных затрат.

8. Разработаны геолого-промысловые методы оперативного регулирования процесса эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, обеспечивающие достижение максимальных коэффициентов неф-те- и газоотдачи за счет эффективного использования пластовой энергии и своевременной корректировки систем разработки.

9. Экономический эффект по состоянию на 01.01.97 г. за счет внедрения рекомендаций автора на месторождениях Афгано-Таджикской впадины и Западно-Сибирской НГП составил около 457 млрд. руб.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Корягин Ю.Г., Попов И.П., Дуров H.A. Результаты испытания скважин с помощью ИПГ на некоторых разведочных площадях Юго-Западного Таджикистана. Тезисы докл. респ. научн. конф. Душанбе, Дониш. 1977, с. 40-42.

2. Корягин Ю.Г., Попов И.П. Выделение типов коллекторов на месторождении Бештентяк. Душанбе, ТаджикИНТИ, 1979, с. 1-4.

3. Корягин Ю.Г., Попов И.П. Определение фильтрационно-емкостных свойств и типов коллекторов на месторождении Бештентяк. ВНИ-ИОЭНГ. РНТС Нефтегазовая геология и геофизика. 1979, №8, с. 7-10.

4. Попов И.П. Исследование карбонатных отложений Юго-Западного Таджикистана пластоиспытателем. ВНИИОЭНГ. РНТС Нефтяная геология и геофизика. 1981, №12, с. 33-37.

5. Попов И.П. О влиянии депрессий на параметры трещинного коллектора месторождения Бештентяк. ВНИИОЭНГ. РНТС Нефтяная геолог ия и геофизика. 1982, №9, с. 18-20.

6. Попов И.П., Костров Н.И. О влиянии качества вскрытия продуктивных пластов на оценку перспектив нефгегазоносности. Тезисы докл. респ. научн.-теорет. конф. Душанбе, Дониш, 1984, с. 27.

7. Попов И.П., Колесникова Л.С. Комплексная оценка карбонатных коллекторов Юго-Западного Таджикистана. ВНИИОЭНГ. РНТС Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984, №7, с. 28-31.

8. Попов И.П. Обоснование необходимой депрессии при вызове притоков с помощью пластоиспытателя. ВНИИОЭНГ. РНТС Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984, №11, с. 47-50.

9. Попов И.П. Особенности эксплуатации скважин в карбонатных коллекторах порово-трещинного типа. ВНИИОЭНГ. РНТС Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985, №5, с. 18-20.

Ю.Попов И.П., Червак Б.А. Об интенсификации притока в трещинных коллекторах. РНТС Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985, №7, с. 20-21.

11 .Попов И.П. Подсчет запасов залежей нефти и газа с учётом влияния свойств фильтрационно-емкостной модели коллектора. Душанбе, ТаджикИНТИ, 1988, с. I -4.

12.Попов И.П. Учет фильтрационно-емкостной модели коллекторов при подсчете и разработке залежей нефти и газа. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1990, №2, с. 28-33.

13.Попов И.П., Пильгуй Ю.Н. Обоснование поисково-разведочных объектов с учетом вертикальной миграции углеводородов. ВНИИОЭНГ. сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1990, №б, с. 38-41.

М.Попов И.П. Оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1990, №11, с. 1-8.

15.Попов И.П. Обоснование оптимальных параметров режима бурения скважин. Нефтяное хозяйство. 1991, №5, с. 39-41.

1 б.Попов И.П. Совершенствование технологии испытания объектов в коллекторах порово-трещинного типа. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1991, №7, с. 1-9.

17.Попов И.П. Оценка влияния гидродинамического и геотермического факторов на результаты испытания перспективных объектов. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1991, вып. 10, с. 9-15.

18.Попов И.П. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и их влияние на разработку залежей нейти и газа. Нефтяное хозяйство.

1991, №11, с. 27-30.

19.Попов И.П. Определение оптимальных дебитов при разработке залежей нефти и газа. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1992, №.4, с. 1-4.

20.Попов И.П. Проектирование показателей разработки на основе фильтрационно-емкостной модели залежей нефти и газа. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1992, №.б, с. 1-7.

21.Попов И.П. Пути повышения эффективности нефтегазопоисковых работ. ВНИИОЭНГ. ЭИ сер. Нефтегазовая геология и геофизика.

1992, вып. 7, с. 4-11.

22.Попов И.П. Об особенностях испытания скважин в коллекторах порово-трещинного типа. Геология нефти и газа. 1992, №10, с.42-47.

23.Попов И.П. Исследование эффективности испытаний в коллекторах порово-трещинного типа. Нефтяное хозяйство. 1993, №11, с. 39-42.

24.Попов И.П. Об универсальности модели залежей углеводородов и повышение эффективности их разработки. ГГГЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993, №11-12, с. 35-39.

25.Попов И.П. Состояние и перспективы повышения эффективности освоения месторождений Западной Сибири. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994, №4, с. 40-44.

26.Попов И.П. Влияние неоднородности пластов на нефтеотдачу при разработке месторождений Западной Сибири. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995, №2, с. 51-55.

27.Попов И.П. Анализ и совершенствование разработки месторождений Западной Сибири. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995, №3, с. 46-49.

28.Г1опов И.П. Обоснование проектных показателей при разработке нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995, №5, с. 35-40.

29.Попов И.П. Основные направления повышения эффективности поисков, оценки и разработки месторождений Западной Сибири. Нефтяное хозяйство. 1995, №9, с. 21-23.

30.Попов И.П. Особенности разработки многопластовых месторождений Западной Сибири. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996, №2, с. 30-34.

31.Попов И.П. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996, №5, с. 39-42.

32. Попов И.П. Пути повышения эффективности разработки газокон-денсатных месторождений. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996, №10, с. 33-36.

Подписано к печати 19.11.97 г. Формат бумаги 60 х 84 1/16

Бумага писчая N. Уч-издат. листов 2.

Усл. печ. листов 2. Тираж 150 экз. Заказ № 323

Отпечатано на RISO GR 3750

Тюменский государственный нефтегазовый университет Отдел оперативной полиграфии ТюмГНГУ 625000, г.Тюмень, ул. Володарского, 38

Соискатель

И.П.Попов

Информация о работе

Попов, Иван Павлович
доктора геолого-минералогических наук
Тюмень, 1997
ВАК 04.00.17

Автореферат

Геолого-промысловое моделирование фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа при подготовке к разработке - тема автореферата по геологии, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы