CC BY
13
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИИ
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕЖСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ ОСТАШКОВИЧСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ГИДРОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
При рассмотрении истории и состояния разработки нефтяных залежей гидрохимические сведения обычно используются весьма ограниченно. Вместе с этим наличие массовых данных о химическом составе и плотности пластовых, закачиваемых и попутных вод белорусских месторождений, а также наработанные в последние годы методические подходы к обработке и интерпретации этих фактических материалов свидетельствуют о необходимости более широкого их использования при решении многих оперативных и ретроспективных нефтепромысловых задач. Отметим, что гидрохимические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений в Республике Беларусь [1, 4, 5] коренным образом отличаются от предложенных ранее для других регионов (Сухарев Г.М., 1956; Мехтиев Ш.Ф., Ахундов А.Р., Ворошилов Е.А., 1975; Никаноров А.М., 1977; Карцев А.А., Никаноров А.М., 1983; Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П., 1983) и, как показали промысловые исследования, являются более эффективными при их использовании на практике. С помощью этих методов мы попытались уточнить существующие представления об истории разработки самой крупной в Республике Беларусь межсолевой залежи Осташковичского месторождения, оценить возможности и целесообразность использования массо-
*
вых гидрохимических данных для выяснения положительного и отрицательного нефтепромыслового опыта, чтобы использовать его для принятия верных управленческих и технологических решений.
По поверхности межсолевых отложений Осташковичская структура представлена полуантиклинальной складкой, ограниченной с юга зоной отсутствия межсолевых пород. Залежь нефти приурочена к отложениям задонского и елецкого горизонтов фаменского яруса верхнего девона и связана с биогерм-ной постройкой, образованной ор-ганогенно-водорослевыми известняками, подвергшимися вторичной доломитизации. Залежь массивная, сводовая, стратиграфически ограниченная. Пластовые воды представлены высокоминерализованными (> 350 г/л) рассолами хлор-кальциевого типа.
Разработка межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения началась в 1967 г. в естественном режиме. С этого времени в залежи отмечалось резкое падение пластового давления, что свидетельствует о практическом отсутствии влияния законтурных и подошвенных вод на процесс вытеснения нефти. Для поддержания пластового давления в залежи закачивалась пресная вода под ВНК в целый ряд законтурных и при-контурных скважин. В 1969 -1972 гг. в пласты было закачано соответственно
В.Д.Порошин (БелНИПИнефть)
4158; 1599; 3142 и 4052 тыс. м3 воды. Небольшие объемы воды (164730 м3) были закачаны в 1969 -1970 гг. во внутриконтурную скв. 13. Несмотря на принятые меры, давление в залежи продолжало падать. Проведенными исследованиями установлено, что отмечаемое явление было связано с тем, что в зоне ВНК присутствует ка-тагенетический галит, который выполняет основную часть пор, трещин и каверн. Он тесно ассоциирует с окисленной нефтью, образуя практически непроницаемый слой. Толщина зоны кольматации галитом пустотного пространства варьирует от 4-6 до 30 м в зависимости от толщины переходной зоны от нефти к воде [2, 3].
Впервые попутно добываемые с нефтью воды из межсолевой залежи Осташковичского месторождения получены в скв. 2 и 13 в 1970 г. Перед появлением этих вод и в начальный период обводнения добываемой продукции в скв. 2 наблюдались повышение плотности нефти (с 0,86 до 0,91 г/см3) и резкое увеличение содержания в них хлорид-ных солей, что свидетельствует о поступлении в скважину нефти и попутных вод с зоны ВНК [1]. Единственный анализ химического состава попутных вод, полученных в 1970 г. в скв. 13, указывает на преобладание в ней пластовых рассолов, что подтверждается данными о плотности попутно добываемых вод из скв. 2 и 13. Можно предположить, что за-
* Только по рассматриваемой залежи нефти имеется около 450 анализов химического состава пластовых, закачиваемых и попутных вод и более 100 тыс. данных об их плотности.
качка в скв. 13 пресной воды, осуществлявшаяся в 1969 — начале 1970 гг. непосредственно в переходную зону, привела к размыву галитового экрана на ВНК, образованию вблизи этой скважины своеобразного "окна" и проникновению подошвенных пластовых рассолов в залежь. Об этом свидетельствует тот факт, что район расположения скв. 2 и 13 до последнего времени отличается добычей попутных вод высокой минерализации (> 300 г/л), характеризующихся преобладанием в их составе пластовых рассолов.
В связи с падением пластового давления в ноябре 1972 г. под закачку была освоена внутриконтурная нагнетательная скв. 58, а в сентябре 1973 г. - скв. 101. В 1972 г. в нагнетательную скв. 58 закачано только 23,8 тыс. м3 воды. В два последующих года объемы закачки вод непосредственно в залежь (скв. 58 и 101) составили 511,8 и 852,0 тыс. м3, при этом начался рост пластового давления. Безусловно, при отмечавшихся в это время высоких темпах отбора нефти подъем пластового давления не мог быть обеспечен относительно небольшими объемами внутриконтур-ной закачки вод, что указывает на по-
ступление в залежь подошвенных высокоминерализованных рассолов.
Наращивание объемов закачки через внутриконтурные скважины в дальнейшем осуществлялось преимущественно за счет освоенных под нагнетание скв. 50 (октябрь 1975 г.) и 31 (март 1976 г.). При этом если в 1975 г. непосредственно в залежь было закачано около 1 млн м3 пресных вод, то в 1976 -1978 гг. закачивалось почти по 2,5 млн м3, что совместно с установившимся к этому времени влиянием законтурной области привело к подъему пластового давления практически до 30 МПа.
Рис. 1. КАРТА ОСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ДЕКАБРЬ 1974 г.
О -96- ^ 1,064 1 -' Об ^
58 10 2
3 Ч \ \
Скважина (числитель - номер, знаменатель - осредненная величина плотности попутных вод, г/см3): 1 - добывающая, 2 - нагнетательная; 3 -начальное местоположение ВНК; 4 - изолинии равных значений плотностей попутных вод; 5 -северная граница зоны отсутствия межсолевых отложений; 6 - малоамплитудное разрывное нарушение
Рис. 2. КАРТА ОСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ДЕКАБРЬ 1997 г.
i 85 х
Усл. обозначения см. на рис. 1
Характер распространения закачиваемых вод в залежи достаточно полно отражает построенные нами ежемесячные карты осред-ненных плотностей попутно добываемых вод. Кроме того, эти карты позволили установить очень интересную закономерность: если в начальный период закачки пресных вод во внутриконтурные скважины вокруг них отмечается закономерное снижение плотностей попутных вод (рис. 1) и увеличение доли за-
качиваемых вод в попутно добываемых рассолах, то на более поздних этапах разработки, несмотря на возросшие объемы закачки вод непосредственно в залежь, эти участки отличаются поступлением более высокоминерализованных (рис. 2), преимущественно пластовых, рассолов. Отмеченная закономерность может указывать на то, что внутри-контурная закачка пресных и слабоминерализованных вод привела к разрушению практически непрони-
цаемого экрана на ВНК в пределах районов нагнетания и соответственно к формированию целых зон, через которые в залежь внедряются пластовые рассолы высокой минерализации. Более того, следует полагать, что эти зоны (с некоторыми изменениями) сохранились до настоящего времени (рис. 3). Сделанные выводы подтверждаются также результатами расчета объемов ка-тагенетического галита, растворенного в продуктивных пластах и вы-
1 - скважины, использовавшиеся в 1969-1979 гг. для внутриконтурной закачки вод. Радиус круга отражает объемы закачиваемых вод, усл. ед. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
*
несенного с попутными водами . Обработка результатов таких расчетов указывает на то, что скважинами, расположенными в непосредственной близости от участков внутриконтурного нагнетания пресных и маломинерализованных вод, вынесены повышенные количества растворенного в продуктивных пла-
стах галита. К тому же перед началом обводнения продукции и на первых этапах обводнения для многих скважин характерно резкое повышение плотности добываемых нефтей, что свидетельствует об их поступлении из зоны ВНК.
Детальный анализ сведений о химическом составе попутных вод и
массовых данных по их плотности позволил установить, что большая часть добывающих скважин отреагировала на внутриконтурную закачку пресных вод непосредственно в залежь не только повышением обводненности добываемой продукции, но и существенным снижением плотности попутных вод (рис. 4).
* Расчеты выполнены по разработанным автором методикам и составленным В.П.Хайнаком компьютерным программам KANAL и EXPRESS [1].
Рис. 4. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПОПУТНЫХ ВОД ПО СКВАЖИНАМ ОСТАШКОВИЧСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
скв. 75
4........ ' li'
■f s
Й / ■ I ; r ■ ■ \
:.....>r.....
скв. 147
1 !■ ........(& ........;. .•»..... I ■ ■
: ■ ' JL
. ! .
скв. 148
■
l.-.Hjt'iip Ji-%....... : 1 1,- : .....' "' t . Ш * 1 ли-: №
- "
■
1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984
Годы
Отметим закономерное запаздывание сроков начала опреснения попутных вод и времени поступления попутных вод с наиболее низкими плотностями по мере удаления добывающих скважин от нагнетательных.
Имеющиеся гидрохимические данные позволили установить направления (рис. 5) и скорости передвижения фильтрационных потоков в этот период в пределах залежи. Очевидно, что если сведения по началу закономерного снижения плотности попутных вод позволяют рассчитывать скорости передвижения флюидов в пластах по наиболее крупным трещинам и кавернам, то данные по времени появления вод с наиболее низкой плотностью можно использовать для расчета скорости передвижения к добывающим скважинам основной массы закачиваемых вод по всем видам пустотного пространства.
Статистическая обработка результатов проведенных расчетов свидетельствует о том, что скорости продвижения флюидов по кавернам и трещинам варьировали от 0,39 до 5,72 м/сут, а по всем фильтрационным каналам от 0,27 до 2,21 м/сут при средних значениях 1,74 и 0,92 м/сут соответственно (табл. 1).
Отметим еще одну особенность. Гидрохимические исследования указывают на то, что на внутри-контурное заводнение достаточно четко отреагировала большая часть скважин южной и центральной частей залежи, в пределах же северной части залежи (находящейся севернее малоамплитудного субширотного нарушения) ни в одной скважине этого не отмечено (см. рис. 5). Последнее, с одной стороны, может служить подтверждением наличия данного нарушения, а с другой — свидетельствует о том, что этот разлом в рассматриваемый период обладал достаточными экранирующими свойствами, что обусловило существенное различие процессов разработки рассмотренных частей межсолевой залежи Осташковичского месторождения.
Рис. 5. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ ОТ ВНУТРИКОНТУРНЫХ
НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН (1972-1978 гг.)
Скважина: 1 - нагнетательная (числитель - номер, знаменатель - месяц и год начала закачки вод), 2 - добывающая (числитель -номер, знаменатель - месяц и год начала снижения плотности попутных вод); 3 - скважины, в которых по различным причинам начало времени снижения плотности попутных вод однозначно не установлено; 4 - направления фильтрационных потоков. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Следует отметить, что с 1974 по 1978 г. параллельно с увеличением объемов закачиваемых во внутриконтурные скважины вод возрастали обводненность добываемой продукции (в среднем до 87 %) и количество попутной воды (до 4339 тыс. м3 в год). Последовавшие за этим сокращение и полное прекращение закачки вод непосредственно в залежь способствовали стабилизации обводненности продук-
ции и сокращению объемов попутно добываемых вод. Частичное разрушение на ВНК гидродинамического экрана и прекращение внут-риконтурной закачки привели к тому, что залежь начала разрабатываться более равномерно, при этом попутно добываемая вода в целом по залежи формировалась из закачиваемых и пластовых вод, смешанных в разных пропорциях.
Отметим, что еще несколько лет после прекращения внутриконтурной закачки вод в больших объемах пластовое давление в залежи продолжало возрастать (до 1980-1981 гг.) и на гидрохимическую обстановку в залежи значительное влияние оказывала закачанная непосредственно в залежь вода. В дальнейшем гидрохимическая обстановка в залежи стабилизировалась и на много лет приобрела определенный характер,
который заключался в том, что в пределах участков сформировавшихся гидродинамических "окон"в залежь поступали преимущественно пластовые воды. По периферии
залежи, а также в ее западной части состав попутных вод определялся составом закачиваемых вод, смешанных с 20-40 % поступающих из-под контакта пластовых рассо-
лов (рис. 6). При этом снижение пластового давления в залежи, как правило, приводило к подтягиванию через образовавшиеся "окна" пластовых рассолов, повышению
Таблица 1
Результаты расчета скорости продвижения закачиваемых вод от внутриконтурных нагнетательных скважин в межсолевой залежи Осташковичского нефтяного месторождения
Номер нагнетательной скважины Номер добывающей скважины Расстояние, м Время,* сут Скорость, м/сут Время,** сут Скорость, м/сут
31 106 425 91 4,67 334 1,27
50 33 700 882 0,79 974 0,72
65 675 244 2,77 305 2,21
75 375 91 4,12 183 2,05
58 8 1400 1217 1,15 2403 0,58
11 970 1581 0,61 - -
22 925 1125 0,82 1159 0,43
54 500 487 1,03 - -
60 750 425 1,76 913 0,82
61 1300 700 1,86 1217 1,07
68 1375 730 1,88 1247 1,10
78 1125 880 1,28 1734 0,65
80 875 153 5,72 934 0,94
96 500 365 1,40 882 0,57
99 1550 1125 1,38 - -
148 1125 1765 0,63 2159 0,52
68 64 575 1460 0,39 - -
78 310 365 0,85 - -
80 500 1095 0,46 - -
101 13 550 132 4,12 578 0,95
30 1150 517 2,27 699 1,65
52 550 305 1,8 2008 0,27
55 450 365 1,23 517 0,87
64 1625 852 1,91 1400 1,16
66 700 305 0,98 791 0,38
70 400 305 1,31 738 0,54
86 800 517 1,55 699 1,14
90 1250 1277 0,98 1399 0,89
102 550 305 1,8 882 0,62
147 1225 1429 0,86 1490 0,82
150 1075 1308 0,82 1460 0,74
*До начала снижения плотности попутных вод.
**До появления попутных вод с наиболее низкими плотностями.
Рис. 6. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ДОЛЕВОГО УЧАСТИЯ ЗАКАЧИВАЕМЫХ ВОД В ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ РАССОЛАХ
Усл. обозначения см. на рис. 1
25
плотности попутных вод и прогрессирующему росту осложнений, связанных с выпадением галита в стволах добывающих скважин и на оборудовании. Наиболее резкое увеличение плотности попутных вод отмечалось в те годы, когда пластовое давление в залежи снижалось до 28 МПа [1].
В июне 1990 г. в нагнетательные была переведена добывающая скв. 68, что привело к опреснению попутных вод, прежде всего в рядом расположенных скв. 64; 78 и 80 (рис. 7). При этом если в скв. 78 попутная вода начала опресняться примерно через год, то в скв. 64 закачиваемая вода появилась лишь 4 года спустя. Скорость продвижения
флюидов в первом случае составила 0,85, а во втором — 0,39 м/сут (см. табл. 1).
Из восстановленной путем бурения второго ствола скв. 30, расположенной недалеко от рассматриваемого района, вначале добывалась обводненная продукция с плотностью вод 1,195 г/см3 (октябрь 2001 г.), которая снизилась до 1,09 г/см3 (в ноябре того же года).
Прогрессирующее обводнение продукции добывающих скважин, расположенных в рассматриваемом районе, привело к необходимости прекращения закачки вод в скв. 68 (в ноябре 2001 г.), однако до настоящего времени здесь продолжают добывать попутные воды пониженной
плотности (см. рис. 3). Внутриконтур-ная закачка вод в скв. 68 привела к ликвидации располагавшегося здесь участка повышенных плотностей вод, но практически не оказала сколь-нибудь существенного влияния на более удаленные скважины.
Результаты проведенных исследований свидетельствуют о том, что химический состав попутных вод межсолевой залежи Осташкович-ского месторождения формировался не только за счет смешения закачиваемых и пластовых вод, но и за счет растворения катагенетических галитовых выполнений трещин, пор и каверн, широко развитых как в переходной зоне (ВНК), так и в продуктивной части разреза [4, 5].
FIELDS EXPLOITATION
Рис. 7. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПОПУТНЫХ ВОД В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОСТАШКОВИЧСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (июнь 1990 г. - время перевода скв. 68 под нагнетание)
1,30
1,25
s 1,20
S 1,15
0
1
I-
о
[= 1,10
1,05
1,00
1,30
скв. 64
:..... : R i . ■ >! i I! <1. J; ■ u : r, j :■ "j- ; -I\...... ЕЛ .....•• i(.
• ..... . • i": : : : i ■
: : ' : : г : f: : : :
1,00
1,30
1,25
s 1,20
S 1,15
0
1
I-
о
с 1,10
1,05 1,00
скв. 78
скв. 80
: 1 :
1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000
Годы
При этом каждый литр попутной воды обогащался в среднем 50 г хлористого натрия за счет растворения вторичного галита. Объемы растворенного и вынесенного попутными водами галита зависят от многих причин: объема добываемых попутных вод, долевого участия закачиваемых вод в попутных, направлений фильтрационных потоков, особенностей разработки залежи и ее геологического строения и т.д. Наибольшие объемы растворенного галита вынесены попутными водами скв. 55 и составляют 107,7 тыс. м3. В различные годы из залежи с попутными водами выносились различные (до 111 тыс. м3 в год) объемы галита (табл. 2). Наибольшее его количество вынесено в 1976-1982 гг. Начиная с 1992 г. объем вынесенного из залежи галита стабилизировался на уровне около 20 тыс. м3/год. В целом же за время разработки из залежи вынесено 1 млн 229 тыс. м3 галита [1]. Кроме того, в закачиваемой воде, оставшейся в залежи, растворилось от 2,9 до 6,7 млн м3 галитовых выполнений. В результате этого сформировалась новая система фильтрационных каналов, оказавшая существенное влияние на направление и скорости передвижения фильтрационных потоков. Изменение пористости в продуктивной части залежи оказывается значительным и достигает 5 % относительной и 0,5 % абсолютной пористости, что в несколько раз превышает трещинную емкость. Если учесть, что катагенетический галит в первую очередь должен был раствориться на основных путях фильтрации закачиваемых вод, связанных в большей мере с трещинами и кавернами, то становится ясной огромная роль этого процесса в увеличении проницаемости пластов, неоднородности продуктивных пород-коллекторов и снижении охвата залежи выработкой.
Таблица 2
Результаты расчета объема галита, вынесенного с попутными водами, в межсолевой залежи Осташковичского нефтяного
месторождения
Год Объем попутной Избыточный Объем вынесен-
воды, тыс. м3 галит, г/л ного галита, м3
1970 0,000 0,000 0,000
1971 0,048 -78,342 -1,749
1972 69,320 44,000 1418,609
1973 94,188 30,603 1340,696
1974 562,804 27,931 7311,556
1975 1681,911 30,799 24092,690
1976 4008,902 46,552 86800,373
1977 4329,225 54,988 110722,414
1978 4338,973 53,195 107356,332
1979 3282,554 54,412 83075,786
1980 3364,973 61,391 96084,353
1981 2800,360 56,715 73870,595
1982 2399,935 52,591 58704,717
1983 1645,327 65,693 50273,216
1984 1489,831 61,746 42786,162
1985 1472,619 46,750 32020,123
1986 1526,260 68,824 48856,841
1987 1326,416 85,576 52795,295
1988 1293,431 76,005 45723,944
1989 1446,518 45,346 30508,039
1990 1199,477 51,656 28818,096
1991 1253,202 41,577 24234,300
1992 1082,404 44,163 22236,418
1993 1112,807 40,893 21165,048
1994 1105,297 46,431 23869,907
1995 1036,502 49,579 23901,434
1996 966,695 52,843 23759,873
1997 906,535 61,251 25826,516
1998 843,259 39,379 15445,462
1999 773,759 58,205 20947,097
2000 972,270 47,380 21426,146
2001 1159,356 43,406 23406,817
Примечание. Минус — выпадение галита в стволах добывающих скважини на оборудовании.
Если рассматривать вопрос о балансовых объемных изменениях в залежи, то следует отметить две основные составляющие этих изменений: объем вынесенного галита и влияние процессов электрострикции [1]. Выше отмечено, что с попутными водами из залежи вынесено 1229 тыс. м3 галита.
Объемные изменения за счет элект-рострикции оцениваются менее уверенно и составляют 718-1676 тыс. м3. Таким образом, объемные изменения в залежи составляют 1,9-2,9 млн м3, что следует учитывать при проведении различных расчетов методом материального баланса.
Таким образом, на примере межсолевой залежи Осташковичского месторождения впервые показаны новые направления использования гидрохимических данных, которые должны более широко использоваться не только для оперативного контроля за разработкой нефтяных месторождений, но и для уточнения истории разработки залежей с начала получения обводненной продукции.
Литература
1. Гидрохимические методы контроля за разработкой подсоле-вых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений Беларуси). Части I-V / В.Д.Порошин,
B.П.Хайнак, А.Г.Морозов, А.Э.Сенке-вич // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. — 2002. - № 3, 4, 5.
2. Гурьянов Г.Н., Сахибгареев P.C.
Новообразования галита на контакте нефть — вода задонской залежи Осташ-ковичского месторождения // Докл. АН БССР. — 1976. — Т. 20, №2. —С. 158-160.
3. Махнач A.A. Постседиментаци-онные изменения межсолевых девонских отложений Припятского прогиба. — Минск: Наука и техника, 1980.
4. Порошин В.Д. Изменение емкостных и фильтрационных свойств пород-коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений Беларуси // Геология нефти и газа. — 1996. — № 9. —
C. 43-48.
5. Порошин В.Д. Ионно-солевой состав вод эвапоритсодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений // Автореф. дис... д-ра геол.-минер. наук. — М., 1997. — 44 с.
© В.Д.Порошин, 2003
Using as an example of intersalt oil occurrence of Ostashkovichskoye field it is shown a possibility of using new methods of treatment and interpretation of hydrochemical data in course of analysis of its development. It is shown that these methods should be more widely used for retrospective investigations and effective controlling of watercut oil fields development and clarification of a character of field development since obtaining the first watercut production.
