CC BY
105
Fig. 3 - Subvertical zone of destruction in the context of 3-D seismic cube, West Siberia
The above examples highlight foci of active geodynamics, fluid- and gas dynamics - demonstrate the general principles and approaches for supporting the genetic models of oil and gas fields, some of the most striking features of display mechanism geosoliton degassing on seismic sections and are of interest for further research. Relevance of geodynamics processes, degassing of the Earth and the role of fluid systems in the generation and transformation of the earth's crust, its localization within the solid, liquid or gaseous mineral resources is widely spread among the modern scientific and practical researches. In this regard, there new requirements appear towards the technology of forecasting and search for mineral deposits.
CONCLUSION
Fractality of natural processes and structures in geology, geophysics and geochemistry defines a mosaic structure of the majority of mineral deposits, including deposits of oil and gas, gas condensate and other fossil fuels (gas hydrates, oil shale, etc.).
Fractality deposits is genetically determined by geosoliton processes of deposits formation. This view of the most important properties of space-time structure of reserves is manifested at all stages of exploration - from the search, exploration to development. Practically proved is a regular confinement of local sites of high productivity of wells to the active sites of geosoliton geodynamics. The problems of exploration and development of such deposits and fields are to be resolved in the nearest future.
Литература
1. Bembel, R.M., Megerya, V.M., Bembel, S.R. [2003] Geosolitons: a functional system of the Earth, the concept of exploration and exploitation of hydrocarbon deposits. Tyumen: Vector Book. - 344 p.
2. Bembel, S.R. [2010] Features of contemporary local geodynamics in the western part of Khanty-Mansiysk, their connection with areas of oil and gas. Oil and Gas Geology, 4, p.8-12.
3. Fractals in petroleum geology and Earth processes. Ed. Barton C.C. and La Pointe P.R., N.Y. and London: Plenum Press, [1995].
4. Heggland, R. [2004] Hydrocarbon migration and Accumulation Above Salt Domes—Risking of Prospects by the use of Gas Chimney, Processing of 24-th Annual GCSSEPM Foundation Bob F. Perkins Research Conference, “Salt-Sediment Interaction and Hydrocarbon Prospectivity: Concepts, Application, and case Studies for the 21st Century”, December 5-8, 2004, Houston, Texas.
Бембель С.Р.
Доцент, кандидат геолого-минералогических наук, Тюменский государственный нефтегазовый университет
К ПРОБЛЕМЕ ПОИСКА, РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ
Аннотация
В статье рассмотрены причины низкой эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ на современном этапе. По результатам обобщения детальных сейсморазведочных работ 2D/3D на примере месторождений установлены вероятностные связи между локальными аномалиями динамических параметров волнового поля, активностью геодинамических локальных процессов и емкостными характеристиками нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе, открыты перспективные участки для дальнейшего проведения ГРР, бурения разведочных и эксплуатационных скважин. Проведенные исследования направлены на повышение эффективности поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа в Западной Сибири.
Ключевые слова: залежь нефти и газа, разведка и разработка месторождений, геологическая модель, неоднородность, продуктивность.
112
Bembel S.R.
Associate professor, PhD in Geology and Mineralogy, Tyumen State Oil and Gas University TO THE PROBLEM OF SEARCH, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF OIL AND GAS TODAY
Abstract
The article considers the reasons for the low efficiency of exploration for oil and gas at present. By summarizing the results of detailed 2D/3D seismic surveys on the example set of fields probabilistic relations between local anomalies of the dynamic parameters of the wave field, the activity of local geodynamic processes and capacitive characteristics of oil and gas facilities in the terrigenous complex, open prospective areas for further geological exploration, drilling of exploratory and development wells. The research aimed at improving the efficiency ofprospecting, exploration and development of oil and gas in Western Siberia.
Keywords: oil and gas reservoir, exploration and development, geological model, heterogeneity, productivity.
Низкая эффективность разработки как новых, так и значительного числа старых месторождений и участков может быть связана не только с изначально потенциально малопродуктивными геологическими интервалами и площадями. Одной из основных причин этого, в первую очередь, является устаревший подход к стратегии поиска, разведки, картирования, оценки запасов и разработки высокопродуктивных интервалов и участков, представляющих по современным представлениям [2, 3, 4] в основном локальные в плане высокодебитные очаги не более 500 м, имеющие широкий диапазон нефтегазоносности - от фундамента до нижнемеловых отложений (касательно условий Западной Сибири).
Несоответствие между уровнем сложности геологического строения разрабатываемых систем залежей нефти и газа и упрощенными представлениями о крупных и средних залежах с простыми, осредненными геолого-промысловыми параметрами приводит снижению эффективности поиска, разведки и, особенно, успешности разработки залежей. Эти представления вызваны недоразведкой месторождений углеводородов (УВ), вводимых в разработку.
Более сложная структура запасов нефти и газа требует разрешения целого ряда проблем теоретического и технологического порядка с целью разработки как теории и механизмов образования мозаичных структур запасов, так и адекватных этой теории методов и технологий их разведки и разработки. Как показывает практика, по мере повышения разведанности залежей на многих из них выявляются более сложные элементы строения, латеральная изменчивость фильтационно-емкостных свойств (ФЕС) и других свойств, требующие детализационной доразведки, исследования и выявления закономерностей строения, распространения и механизмов образования сложнопостроенных ловушек и залежей, распределения в них зон различной продуктивности [2].
Исследования пространственной структуры и выявление закономерностей строения сложно построенных залежей нефти и газа, их взаимосвязи с механизмами седиментации, локальной геодинамики и формированием мозаичной структуры коллекторских свойств открывают большие перспективы в повышении рентабельности и коэффициента нефтеотдачи на вводимых в разработку сложных месторождениях, что позволит существенно увеличить и прирост запасов за счет малоразмерных месторождений и залежей. Размеры таких объектов и залежей могут не превышать первых сотен метров. При стандартных методах поисков и разведки подобные объекты ввиду редкой сети геолого-геофизических измерений и поисково-разведочных скважин практически не картируются, либо недостаточно корректно. Эти ложные построения могут приводить к ошибочным заключениям о геологическом строении изучаемых объектов и оценке перспектив нефтегазоносности.
Опыт показывает, что истинная структура промышленных запасов нефти и газа, устанавливаемая в процессе освоения и длительной разработки месторождений, принципиально иная и более сложная, чем принятая изначально при проектировании систем разработки. Подтверждением этому служат многочисленные результаты геолого-геофизической интерпретации временных сейсмических разрезов, структурных карт по отражающим горизонтам и кровле продуктивных объектов, данные промысловогеофизических исследований - каротаж и динамика добычи по скважинам, распределение фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу.
На рис. 1 приведен фрагмент карты накопленных отборов нефти в северной части уникального многопластового Ван-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения (Западная Сибирь), с мозаичным распределением по площади высокопродуктивных участков, размеры которых до 300-500 метров.
113
Рис. 1 - Фрагмент карты накопленной добычи нефти в северной части Ван-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения
(Западная Сибирь)
Плотность запасов нефти на месторождении более 20 млн.т на км2. Большая часть материала характеризуется именно высокой степенью неоднородности геологической среды, начиная от динамических и скоростных аномалий сейсмической информации, сложной морфологии структурных поверхностей отражающих горизонтов и кровли песчаных пластов, прерывистости и тонкослоистости песчаных линз в геологическом разрезе и по латерали, резкой изменчивости фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), заканчивая закономерным следствием изменчивости дебитности скважин, продуктивности и динамики добычи.
Одним из примеров существенной дифференциации по продуктивности скважин служит график распределения накопленной добычи нефти за 30 лет эксплуатации одного из нефтегазоносных объектов крупного многопластового месторождения Сургутского свода (рис.2).
Распределение накопленной добычи нефти по скважинам
1200
1000
800
600
400
200
0
■ Кол-во скв
Рис. 2 - График распределения накопленной добычи нефти одного из продуктивных объектов многопластового месторождения
Сургутского свода (Западная Сибирь)
Из 1826 скважин эксплуатационного фонда боле 50% скважин (56%) имеют накопленную добычу ниже 5 тыс.т. А доля скважин с накопленной добыче свыше 100 тыс.т составляет 1.4%. Появление у геологических объектов таких многомасштабных неоднородностей - результат длительных процессов их формирования, в ходе которых могли иметь место различные нелинейные явления (часто сопровождающиеся динамической хаотизацией): случайное перемешивание, растрескивание, случайное перемещение флюидов (с фазовыми и химическими изменениями и преобразованиями компонентов среды и т.п. процессами). Процессы формирования геологических сред и систем, содержащих фрактальные структуры, носят нелинейный характер [2].
Механизм реализации активных геодинамических проявлений и воздействий также является фрактальным, как и большинство характерных свойств природных геологических объектов. Первыми в Западной Сибири с проявлением локальных очагов
114
геодинамики столкнулись геофизики при интерпретации материалов сейсморазведки. Ярким проявлением подобных очагов мы считаем субвертикальные зоны деструкции (СЗД) горных пород. К ним относятся динамически напряженные зоны, разуплотнения, ослабленные зоны и другие, с которыми связываются геодинамические очаги, влияющие как на формирование ловушек, так и приуроченных к ним залежей. Данная концепция, развиваемая рядом исследователей [1, 3, 4], дает возможность генетического толкования специфики строения изученных нефтегазоносных объектов и особенностей их распространения в геологическом разрезе и по территории провинции.
Выявились определенные закономерности в конфигурации контуров и поперечных размеров СЗД в горизонтальных сечениях [1]. На рис. 3 приведен фрагмент временного сейсмического разреза на одном из нефтяных месторождений Среднего Приобья (ХМАО-Югра, Западная Сибирь) с элементами СЗД, контролирующими залежи УВ в интервале отложений мела, юры и доюрского фундамента.
1
Б
2
4
5
Рис. 3. Выделение зон деструкции на временном разрезе (Западная Сибирь)
1 - местоположение скважины; 2 - индекс отражающего горизонта; 3 - разрывные нарушения; 4 - участки предполагаемых субвертикальных зон деструкции горных пород; 5 - интервалы с трещиноватыми образцами керна
Выполненные работы по анализу сейсмических материалов 2D, данных опробования скважин, описания керна позволили предположить существование здесь локальных в плане (до 250-500 м) высокопродуктивных очагов нефтеносности с высотой от верхней части палеозойских отложений до верхней юры. Высокопродуктивные участки связаны с очагами СЗД, проявляющихся на временных сейсмических разрезах различными аномалиями сейсмического поля [1], приуроченными к локальным выступам доюрского основания, часто с разрывными нарушениями. Трещиноватость горных пород в таких зонах подтверждена результатами описания керна по скважинам. С местоположением очагов зон деструкции автором в данном районе связываются участки трещиноватости горных пород в широком интервале геологического разреза. Наиболее «активные» очаги геодинамики и приуроченные к ним зоны деструкции, прослеженные даже в нижнемеловом интервале разреза, связаны с ярко выраженными локальными положительными структурными формами поверхности продуктивных пластов.
Важная особенность подобных залежей нефти и газа на большинстве месторождений Западной Сибири - их высокая локальность, обусловленная свойствами активных очагов зон деструкции как следов проявления узких пучков геодинамических импульсов [1]. Это находит отражение и в высокой степени локальности высокодебитных участков и мозаичном характере их пространственного распределения. Физическая природа геодинамического излучения такова, что над центральными очагами зон деструкции преимущественно создаются временные локальные понижения гравитационного поля, а также повышенной тепловой и электромагнитной активности. Именно в этом интервале, на границе земной коры и атмосферы, формируются особенности тех или иных условий для осадконакопления.
В рамках геосолитонной концепции Земли [1, 2] ведущая роль отводится водородной и метановой дегазации по системам СЗД. Геометрические формы СЗД были исследованы на многих месторождениях нефти в Западной Сибири. Геодинамический импульсно-вихревой энерго-массоперенос по зонам деструкции не только формирует малоразмерные антиклинальные ловушки, но и доставляет из глубинных геосфер Земли основной «строительный материал» в виде молекул метана и водорода для образования и восстановления залежи нефти, газоконденсата и газа.
В табл. 1 даны результаты геохимического анализа на Пулытьинской субвертикальной зоне деструкции (Иусское нефтегазовое месторождение в западной части ХМАО-Югры), демонстрирующие аномально высокую концентрацию газов, углеводородов и микроэлементов в осевой части геосолитонных трубок. Геосолитонный механизм [3] приводит к формированию месторождений УВ, рудных и редкоземельных полезных ископаемых.
115
Таблица 1 - Концентрации углеводородов и микроэлементов в осевой части Пулытьинской трубки (субвертикальной зоны ______________________деструкции). Иусское нефтегазовое месторождение, Западная Сибирь__________________
Вещество Коэффициент концентрации относительно фона Вещество Коэффициент концентрации относительно фона Вещество Коэффициент концентрации относительно фона
Г азообразные и парообразные УВ
гелий 38,5 Пропан 9,99 Пентен-2- транс 15,02
водород 44,02 Пропил 7,27 2-метил- пентан 12,72
углекислый газ 7,4 Н-бутан 9,55 Н-гексан 17,47
кислород 1,16 3-метил-бутен- 1 15,92 гептан-1 15,47
метан 69,05 2-метил-бутан 9,54 Н-гептан 27,01
этан 10,23 2-метил-бутен- 1 12,15 Н-октан 12,03
этен 9.01 Р-пентен 18
Высокомолекулярные УВ
декан 3,69 Пристан 5,79 эйкозан 37
ундекан 5,37 Октадекан 7,41 неоэйкозан 14,44
адамантан 4,36 Фитан 5,57 доказан 10,69
тетрадекан 3,87 Антрацен 14,91 трикозан 40,06
гептадекан 3,63 Нонадекан 7,27 тетракозан 15,32
тридекан 3,31
Ароматические УВ
бензол 2,8 Этилбензол 5,4 метаксиол 4,5
толуол 8,2 параксилол 4,6 Изоприл- бензол 06.июл
Микроэлементы
медь 1,54 Молибден 2,7 литий 2,6
цинк 1,67 Серебро 2,15 ниобий 1,63
свинец 1,72 Марганец 4,15 иттербий 2,5
никель 3,3 Олово 1,74 цирконий 2,61
кобальт 3,66 Висмут 2.00 фосфор 2,72
хром 1,46 Барий 2,97 иттрий 3,42
ванадий 1,92 Титан 1,29 германий 2
галлий 1,71 Ртуть 3,52
В силу естественного недостатка фактической информационной базы о строении и широком распространении локальных субвертикальных зон деструкции, приуроченных к ним геодинамических очагов и их непосредственном влиянии па формирование залежей УВ, остается ряд вопросов относительно масштабов проявления и степени их влияния на формирование и закономерности размещения месторождений УВ, как и на особенности геологического строения вмещающих их комплексов. Необходимо дальнейшее продолжение исследований в этом направлении.
Основной причиной фрактального характера нефтегазоносных объектов и геологической среды в целом является импульсновихревой характер процессов геодинамики, проявляющийся в геофизических полях. Фрактальная пульсирующая модель геологогеофизических полей для месторождений УВ вносит коренные изменения в технологию их поиска, разведки и разработки. Эффективный поиск и разведка фрактальных резервуаров, заполняемых УВ в пульсирующем режиме, возможна с применением высокоразрешающих объемно-временных геофизических методов.
Исследования пространственной структуры и выявление закономерностей строения сложнопостроенных залежей нефти и газа, взаимосвязи их с механизмами седиментации, локальной геодинамики и формированием мозаичной структуры коллекторских свойств открывают большие перспективы в повышении рентабельности и коэффициента нефтеотдачи на вводимых в разработку сложных месторождениях, что позволит существенно увеличить и прирост запасов за счет малоразмерных месторождений и залежей.
Разгадка генетического механизма образования локальных очагов высокодебитных зон представляется актуальной, поскольку природа их образования предопределяет как методологию поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа в целом, так и весь набор методов и технологий их надежного картирования и освоения.
Механизм действия активной геодинамики при формировании очагов повышенных фильтрационно-емкостных свойств и локальной высокой продуктивности скважин в настоящее время уже широко применяется для проектирования и повышения эффективности разработки залежей нефти и газа не только в Западной Сибири и России, но и во всем мире.
Актуальность подобных исследований определена необходимостью дальнейшего развития теоретических основ и практических приемов совместной интерпретации параметров сейсмических волн, данных грави-, магнито- и электроразведки, комплексировании с данными бурения с целью обеспечения достоверной эксплуатационной характеристики нефтяных и газовых резервуаров. В связи с этим возникают новые требования к технологиям прогноза и поисков месторождений полезных ископаемых. Основным геофизическим методом, реализующим успешный поиск, разведку и добычу малоразмерных и восстанавливаемых месторождений, является высокоразрешающая 3D-сейсморазведка и дательные методы грави-, магнито- и электроразведки [1, 2].
116
На основании анализа большого объема результатов выполненных в Среднем Приобье Западной Сибири работ 2D/3D-сейсморазведки изучен опыт и эффективность сейсмических исследований при решении задач нефтяной геологии, связанных с созданием пространственных, сейсмогеологических и промысловых моделей нефтегазогеологических объектов, прогноза нефтегазоконденсатных и высокодебитных коллекторов продуктивных отложений осадочного чехла Западной Сибири [2].
Принципиально значимым является вывод о необходимости использовать сейсморазведку 3D на всех стадиях ГРР - поиска, разведки, эксплуатации, а также использовать сейсмическое отображение субвертикальных зон деструкции, которые являются активными геодинамическими очагами, относительно которых возможно уточнение закономерностей расположения малоразмерных залежей юрского и мелового комплексов.
Потенциал длительно разрабатываемых месторождений Западной Сибири, несмотря на достаточно высокую степень их изученности, далеко не исчерпан. Кроме решаемых задач доразведки территорий все большее значение приобретает возможность применения метода 3D-сейсморазведки и современной интерпретации его результатов при повышении эффективности разработки нефтяных залежей. Для решения проблемы укрепления ресурсной базы и повышения эффективности разработки сложнопостроенных залежей УВС сегодня необходимо совершенствование критериев поиска и способов картирования нетрадиционных залежей в осадочном чехле и доюрском комплексе.
Литература
1. Бембель С.Р. О пространственных свойствах субвертикальных зон деструкции и характере распределения залежей углеводородов // Нефтяное хозяйство, 2010, № 4. - С.38-41.
2. Бембель С.Р., Бембель Р.М. Геологические модели формирования локальных высокодебитных залежей УВ в Западной Сибири и пути их освоения // Наука и ТЭК, 2012, № 4. - С.19-20.
3. Глобальные и региональные неравномерности формирования и распространения ресурсов и скоплений углеводородов и механизмы процессов нефтегазонакопления / Валяев Б.М., Астафьев Д.А., Кузин А.М., Павленкова Н.И. и др. // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. Электронный научный журнал. Институт проблем нефти и газа РАН, Вып. 2(6), 2012. http://oilgasjoumal.ru/vol_6/valyaev.html.
4. Новые идеи формирования нетрадиционных залежей углеводородов / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин // Газовая промышленность. - 2005. - №1. - С. 24-27.
Лушпеев В.А.1, Васянович М.М.2, Цику Ю.К.3
'Кандидат технических наук, доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет; 2Студент, Тюменский государственный нефтегазовый университет; Заместитель начальника НГДУ «Комсомольскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз».
ОДИН ИЗ СПОСОБОВ ПРОДЛЕНИЯ БЕЗВОДНОГО ПЕРИОДА ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Аннотация
Основные объекты эксплуатации крупных месторождений Западной Сибири, находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции добывающих скважин, низким темпом отбора нефти. Основной причиной обводнения добывающих скважин является прорыв воды из нагнетательных скважин и конусообразование в залежах с подошвенной водой. В работе приведена методика определения причин обводнения скважин, позволяющая понять при каких режимах работы скважин возможно предупредить преждевременный прорыв подошвенной воды и продлить безводный период эксплуатации.
Ключевые слова: конусообразование, подошвенная вода, добывающие и нагнетательные скважины, предельный дебит.
Lushpeev V.A,1, Vasyanovich M.M.2, Tciku IK.3
'Candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen state oil and gas university; 2Student, Tyumen state oil and gas university; 3Deputy Head of Oil and Gas Division «Komsomolskneft», JSC «Surgutneftegas».
METHOD OF DETERMINING THE CAUSE OF WATER CUT WELLS
Abstract
The main objects of the operation of large oil fields in Western Siberia, are in the final stages of development, which is characterized by high water cut wells, the low rate of recovery of oil. The main reason for water cut wells is a breakthrough of water from injection wells and coning in reservoir with bottom water. This paper describes a method of determining the cause water cut wells for understanding under what operating conditions may well prevent premature breakthrough of bottom water and extend the free period of operation.
Keywords: coning, bottom water, production and injection wells, the maximum flow rate.
При эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водойпроявляется тенденция к деформированию поверхности разделадвух фаз, которая принимает холмообразный вид, образуя конусыводы. При некоторых установившихся условиях отбора деформированные поверхности раздела находятся в равновесии (рис. 1) и не оказывают существенного влияния на приток добываемого флюида к скважине.
Равновесие характеризуется предельным дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды в скважину (рис. 2). В случае если дебит скважины не превышает предельного значения, то прорыв воды произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации, за счет общего поднятия ВНК. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта и жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта. В пластах с малой проницаемостью вдоль напластования реализация предельных дебитов ввиду их малости экономически не выгодна. Также не выгодна эксплуатация скважин и с максимально возможным дебитом, так как вода быстро прорывается в скважину и начинается совместный приток нефти и воды.
117
