CC BY
63
Д.В. Булыгин1, М.Ж. Досмухамбетов2, A.A. Энгельс 3
'ООО «НПП «ДельтаОйл», г. Казань, deltaoil@ksu.ru 2АО «РД КазМунайГаз», г. Астана, M.Dosmuhambetov@kmgep.kz 3ТОО «Венсис-Ист», г. Алматы, A_engels@mail.ru
К ВОПРОСУ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АО «РД КАЗМУНАЙГАЗ»
В статье на примере нефтяных и нефтегазовых месторождений Республики Казахстан обсуждаются вопросы оптимизации применения и оценки эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ). Отмечается, что одним из путей повышения эффективности применения ГТМ является тщательный подбор объектов и технологий воздействия на основе геологической модели пласта. Обсуждаются пути повышения надежности планирования и оценки эффективности проведения мероприятий.
Разнообразие условий применения, несовершенство методов подбора объектов и технологий воздействия приводит к частому возникновению ситуаций, когда высокоэффективная технология дает отрицательный результат. Из-за неправильного выбора технологии для данного объекта разработки до 30% от общего количества скважино-опера-ций являются неэффективными. Перед специалистами поставлена задача увеличения добычи нефти за счет проведения ГТМ и обеспечении ежегодного снижения эксплуатационных затрат на добыиу 1 т нефти. Залогом рентабельной добычи нефти служит тщательное обоснование горногеологических условий для базовыгх видов мероприятий. Это позволит повысить успешность применения ГТМ и заменить неэффективные технологии эффективными.
Анализ геологических моделей, построенных по месторождениям АО «РД КазМунайГаз» показал, что можно выделить семь групп факторов, которые следует учитывать при выборе методов воздействия на пласт. К ним относятся следующие геологические особенности:
1. Лито-фациальная зональность/совместное залегание в разрезе и плане низко- и высокопроницаемых пластов;
2. Приуроченность к зоне флюидонасыщенности;
3. Экранирующее влияние тектонических нарушений;
4. Низкая проницаемость и высокая глинистость пород-коллекторов;
5. Различие типов коллекторов;
6. Термодинамические условия (температура пласта, температура насыщения нефти парафином);
7. Состав и свойства пластовых флюидов (вязкость нефти, содержание асфальтосмолопарафинистых веществ).
Геологические особенности 1-4 групп имеют ограниченное распространение по площади залежи. Даже в пре-
Рис. 1. Фрагмент 3D модели залежи XIII горизонта.
делах небольшого участка наблюдается существенная изменчивость этих характеристик пласта, что оказывает сильное влияние на характер работы отдельных скважин и эффективность проведения ГТМ. Группы 5-7 имеют одинаковое влияние на работу скважин по всей площади. Рассмотрим примеры локального распространения факторов: 1. Лито-фациальная зональностьформирует прони-цаемостную и толщинную неоднородность пластов, зоны выклинивания и замещения коллекторов. В результате образуются неоднородные природные резервуары, в которых имеет место совместное залегание в разрезе и в плане низко- и высокопроницаемых пластов. При заводнении таких пластов возникает неравномерность выфаботки пластов заводнением по площади и разрезу за счет опережаю-
-11
Рис. 2. Карты эффективной нефтенасы-щенной толщины
1-го (а),
2-го (б) и 3-го (в) пластов XIII горизонта.
научно-техническим журнал
I еоресурсы 2 (19) 2006
Рис. 3. Трехмерная геологическая модель насыщения II объекта 33 УШ-2.
щего обводнения скважин и блокирования запасов невыработанной нефти в зонах, неохваченных заводнением. К моменту обводнения низкопроницаемые пласты, вскрытые перфорацией, все еще содержат значительные запасы нефти. Из-за опережающей выработки высокопродуктивных коллекторов постепенно ухудшается качество запасов нефти. Лито-фациальная зональность определяет степень гидродинамической взаимосвязи между областью нагнетания и отбора. Так, в однотипных по строению плас-
®
в в о
ф В В о
15 13.5 12 10.5
9
7.5 6
4.5 3
1.5 0 .12
10
В
в о
тах, вскрытых в нагнетательных и добывающих скважинах, улучшается взаимодействие скважин и их реакция на примене ние ГТМ. При наличии тонкослоистых линзовидных пластов такая реакция может не наблюдаться вовсе. В пределах участка могут располагаться несколько типов лито-фа-
Рис. 5.
Общий вид 3Б ммодели залежи 1 альбского горизонта. 102 „„^
Рис. 6. Геологический профиль 1 альбского горизонта.
циальных зон. Например, область активных запасов часто связана с зоной развития дельтовых (или палеорусловых) отложений. Трудноизвлекаемые запасы обычно приурочены к различным фациальным типам, характеризующим осадки междельтовых областей. С точки зрения эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов это совершенно различные условия.
В качестве примера приведем залежь XIII горизонта месторождения Карамандыбас, приуроченную к келловейс-кому ярусу верхней юры. Литологически отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин. Фациальный состав природного резервуара неоднороден. Так, по геологической модели, построенной с опорой на сейсмические отражающие горизонты и данные глубокого бурения, выделяется линейно вытянутое погребенное тело сложной формы. Из рис.1 видно, что развитие мощных песчаных образований четко прослеживается по карте эффективной толщины, вынесенной на кровлю модели (сиреневый цвет) и боковой грани блок-модели (желтый цвет).
По картам эффективных толщин, построенных раздельно по 1-му, 2-му и 3-му пластам (Рис. 2), можно проследить различие геологического строения. В верхней и нижней частях ХШ-го горизонта прослеживаются песчаные отложения значительной мощности. Причем по верхнему 1-му пласту в субмеридианальном направлении отмечается область развития песчаных отложений с эффективной нефте-насыщенной толщиной в пределах от 6 до 15 м (Рис. 2 а). По своей морфологии и коллекторским свойствам данные образования могут быть отнесены к отложениям палеодельты. В западном направ-" | | ^^ лении имеет место
Рис. 4. Картыг эффективной газо-(а), нефте-(б) и водонасыг-щенныгх (в) толщин II объекта 33 УШ-2.
Рис. 7. Палео блок-диаграмма 1-го аль-^ бского горизонта.
2 (19) 2006
^научно-техническим журнал
Георесурсы
8
6
4
2
резкое ухудшение коллекторских свойств. В субширотном направлении отмечается наличие палеоканала. Из рис. 2 б следует, что для 2-го пласта дельтовые отложения отсутствуют. По 3-му пласту (Рис. 2в) вновь отмечается узкое линейно-вытянутое в субмеридианальном направлении песчаное тело. Эффективная нефтенасыщенная толщина его колеблется от 8 до 17 м (Рис. 3) при средней проницаемости 0.2 - 0.4 мкм2. По своим характеристикам песчаные образования нижней части ХШ-го горизонта могут быть отнесены к баровым отложениям. К выводам о наличии погребенных дельтовых отложений в составе ХШ-го горизонта по результатам обработки сейсморазведки 3Б пришли и авторы работы (Кульсариев и др., 2003).
2. Приуроченность к зоне флюидонасыщенности также является важным фактором, определяющим эффективность применения различных видов ГТМ. Это особенно актуально для небольших месторождений, где в пределах небольшой площади присутствуют газонефтяная и водонефтяные области. В качестве примера приведем месторождение Западная Прорва. На рис. 3 показано строение II объекта 13 УШ-2 по данным построения 3-0 геологической модели.
На рис. 4 показаны карты эффективной газо-(а), нефте-(б) и водонасыщенных (в) толщин II объекта 13 УШ-2 месторождения Западная Прорва. Следует отметить, что из общей площади залежи только проценты запасов приходится на нефтяную зону. Значительные запасы нефти приурочены к водонефтяной и нефтегазовой зонам. Сложный характер распределения насыщенности создает условия преждевременного обводнения скважин в пределах водонефтя-ной зоны. В подгазовой области возможен прорыв газа из газовой шапки. В зависимости от области флюидонасыщен-ности должен подбираться вид ГТМ и способ оценки его эффективности. На месторождениях подобного типа перспективно применение ремонтно-изоляционных работ (РИР) для изоляции притоков воды и газа. Причем, в отличие от больших по размерам залежей, где участки применения ГТМ относятся только к одной зоне флюидонасыщеннос-ти, для небольших месторождений нефти один участок может принадлежать к различным по насыщению зонам.
3. Наличие тектонических нарушений также осложняет условия применения методов повышения нефтеотдачи. В качестве примера приведем строение 1-й залежи аль-бского месторождения Акинген, в пределах которого выделяется четыре самостоятельных блока (Рис. 5), гидродинамически не связанных между собой. Об этом свидетельствует различное положение ВНК, отмеченное в пределах каждого тектонического блока, как это хорошо видно из геологического профиля, представленного на рис. 6.
Под действием экранирующего влияния тектонических нарушений происходит образование обособленных, гидродинамически не связанных областей. В пределах каждого блока происходит формирование локальных залежей, которые имеют все необходимые атрибуты: внешние и внутренние контуры нефтегазоносности, отметки водо- и газонефтяного контактов, запасы, различный состав и свойства неф-тей. Так в пределах залежи 1 альбского горизонта месторождения Акинген по отдельным блокам отметка ВНК различается на 5,4 м, а для апт-неокомской залежи на 10,1 м. Подобные залежи, ввиду их гидродинамической изолированности, являются самостоятельными объектами повышения нефтеотдачи пластов. Отметим, что тектоническая перестройка территории произошла позднее нижнемелового времени.
Поэтому, для правильной корреляции пластов по площади следует построить палеоструктурную модель (Рис. 7), которая позволяет исключить влияние разломов.
4. Низкая природная проницаемость и высокая глинистость пород-коллекторов снижают эффективость внутри-контурного заводнения. Под действием этого фактора может резко снижаться степень активности законтурных вод в краевых частях залежей и в пределах водонефтяных зон. Характерным примером этого является низкопроницаемая краевая часть XIII горизонта месторождения Ка-рамандыбас. От проницаемости зависит гидропровод-ность пласта и приемистость нагнетательных скважин. В низкопроницаемых пластах возрастает степень риска применения большинства ГТМ, снижается абсолютная величина прироста извлекаемых запасов нефти.
К площадным относятся факторы, которые имеют близкие значения в пределах всей залежи нефти, но сильно отличаются для различных нефтегазоносных комплексов.
5. Тип коллектора для всех надсолевых отложений это терригенные коллекторы, а для подсолевых - карбонатные. Естественно, для них нужно планировать разные методы воздействия и закладывать различную эффективность.
6. Температура пласта (Т) по различным месторождениям АО «РД КазМунайГаз» колеблется от 19 до 105 0С и выше (Воцалевский и др., 2005) В то же время в пределах одной залежи ее можно принять практически постоянной. От температуры пласта особенно зависит эффективность технологий физико-химического воздействия на пласт. Например, устойчивость гелевых систем на основе полиак-риламида, применяемых для перераспределения фильтрационных потоков путем снижения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых пропластков, промытых заводнением, ограничена Т = 70 0С.
7. Температура насыщения нефти парафином также может оказывать сильное влияние. Так для условий месторождения Узень температура насыщения пластовой нефти парафином (58 0С) близка к пластовой Т (60 - 65 0С). Нефти в пластовых условиях маловязкие 3.0 - 4.5 мПа*с. Для сохранения пластовой температуры и предотвращения выпадения парафина в пластовых условиях, начиная с 1969 г. применялся метод воздействия на залежь горячей водой (Герштанский, 2004; Зайцев, 2005; Мелик-Пашаев, 1979). Вода, подогретая до 90 0С при достижении забоев скважин имела 60 0С. Т.е. нагнетание горячей воды по существу не предусматривало теплового воздействия на залежь, а преследовало цель сохранение первоначальной термодинамической обстановки.
Если этого не происходит, то в прискважинной зоне пласта отлагаются асфальто-смоло-парафиновые вещества (АСПВ). Для периодического растворения АСПВ широко используются различные виды растворителей. Для практических целей вязкость нефти и содержание АСПВ также можно принять постоянными в пределах одной залежи нефти.
Помимо горно-геологических условий на эффективность применения ГТМ воздействует целый ряд геолого-технологических факторов.
Прежде всего, к ним относится наличие запасов нефти, пригодных для проведения ГТМ. Именно величина запасов данной категории (типа) характеризует потенциальные возможности метода воздействия и определяет количество объектов, которые могут быть подвергнуты данному виду воздействия. Этот фактор отражает, в основном, природ-
I-|— научно-технический журнал
Георесурсы
ные условия. Например, для глиносодержащих коллекторов известно явление набухания глин монтмориллонито-вого состава под действием закачки пресных вод. Следовательно, областью возможного использования технологий, предотвращающих диспергирование и набухание глин, служат запасы нефти, приуроченные к глиносодержащим коллекторам. Другой пример - для успешного применения растворителей асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) необходимы скважины, в призабойной зоне которых происходит отложение асфальтосмолопарафиновых веществ. При их отсутствии применение технологий растворения АСПВ не целесообразно. Этот факт следует учитывать, отдавая предпочтение технологиям с широкой областью практического использования.
Возможные резервы добыгаи нефти от применения ГТМ связаны также с фактическим состоянием разработки. Есть залежи, на которых все существующие технические и технологические возможности уже использованы, а текущее состояние разработки отвечает предельной нефтеотдаче для данных геологических условий. Типичным примером является месторождение Доссор, расположенное в Макатс-ком районе Агараусской области. Месторождение приурочено к трехкрылой солянокуполной структуре и разраба-тытается с 1911 г. (Воцалевский и др., 2005). В настоящее время оно находится на завершающей стадии разработки и характеризуется достижением предельного для месторождений данного типа коэффициентом нефтеотдачи.
Метод подбора объекта (скважины, участка) часто может оказаться решающим фактором для эффективного проведения ГТМ. В зависимости от условий эффективность ГТМ может различаться на порядок. Возникают ситуации, когда в неблагоприятных условиях даже эффективная технология дает отрицательный результат. Низкоэффективная технология, проведенная в благоприятных условиях, также может показать неплохой результат.
Современные требования к подбору объектов для проведения того или иного вида ГТМ заключаются в привлечении геолого-технологической модели для анализа текущего состояния выработки пласта заводнением (Таскинбаев, 2003). В качестве основного критерия для выбора участка под обработку является несоответствие показателей текущей обводненности и выработанности. Если имеет место существенное превышение обводненности продукции над выработанностью, то говорят о неравномерности продвижения фронта вытеснения и наличии прорыва нагнетаемых вод по наиболее проницаемым прослоям. Несоответствие показателей текущей обводненности и выработанно-сти свидетельствует о наличии отклонений текущих показателей разработки от утвержденных проектных показателей и несоответствии фактического состояния разработки геологическим условиям залежи. Отрицательный факт, свидетельствующий о неэффективной разработке, вызывает необходимость проведения ГТМ.
На сегодняшний день в Республике Казахстан применяется множество технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), и интенсификации добыгаи нефти (ИДН). Проблема состоит в рекомендации к дальнейшему внедрению только наиболее эффективных и экономически целесообразных технологий. Проблема осложняется тем, что по существующей практике весь получаемый эффект относится к категории так называемой «дополнительной» добыгаи нефти. Между тем, можно четко разграничить дополни-
тельную добыиу нефти в зависимости от цели применения мероприятий. Так, применение методов повышения нефтеотдачи пластов преследует целы увеличение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН). При этом вся до-полнителыная добыча нефти считается полученной за счет прироста извлекаемыгх запасов. Проведение методов интенсификации добыли нефти способствует достижению проектного КИН в рамках утвержденных извлекаемык запасов нефти. Целы данного мероприятия - досрочное извлечение нефти. Проведение капиталыного ремонта скважин (КРС) также способствует достижению проектного КИН, но другими средствами - путем восстановления добыли нефти.
Разделыный учет эффектов от применения каждой группы мероприятий позволяет дифференцированно подойти к оценке эффективности ГТМ, а принятый в настоящее время термин «дополнителыная добыгаа нефти» замениты более узкоспециализированными понятиями, различающимися видом мероприятия и целыю воздействия. В резулыта-те, для каждой группы ГТМ, возникает своя последователы-носты действий, включающая следующие технологические операции: подбор объектов ^ планирование технологической эффективности ^ оценка технологической эффективности ^ оценка экономической эффективности. Таким образом, принцип учета эффективности проведения каждой технологии ПНП, ИДН и КРС рассматривается в зависимости от цели мероприятий в тесной связи с геологическими условиями применения и текущим состоянием разработки. Это позволит получиты реалыные представления о возможностях технологий и оцениты экономическую и со-циалыную целесообразносты их внедрения.
Выводы
1. Анализ геологического строения и особенностей разработки, проведенный по резулытатам построения геологических моделей типичных месторождений АО «РД Каз-МунайГаз» позволил выщелиты факторы, от которых зависит эффективносты геолого-технических мероприятий.
2. Методика работы с мероприятиями должна пред-ставляты единый технологический процесс, включающий моделирование, подбор объектов, видов ГТМ, оценку и прогноз эффективности.
3. Масштабы внедрения целого ряда технологий воздействия определяются их потенциалыными возможностями и наличием естественных природных ресурсов.
Литература
Воцалевский Э.С., Булекбаев З.Е, Искужиев Б.А. и др. Месторождения нефти и газа Казахстана. Справочник. Алматы. 2005.
Герштанский О.С. Добыча высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана. Нефтяное хозяйство. № 8. 2004. 110-113.
Зайцев В.М., Кожабергенов М.М. Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения. Нефтяное хозяйство. № 5. 2005. 12-16.
Каушанский Д.А., Батырбаев М.Д., Утесинов H.A., Мустафаев A.A., Рахатова К., Демьяновский Б.В. Промысловые испытания полимерно-гелевой технологии «Темпокрин» в условиях нефтяного месторождения Узень. Нефтяное хозяйство. № 3. 2003. 59-61.
Кульсариев К.У и др. Новые перспективы месторождения Ка-рамандыбас. Нефтяное хозяйство. № 7. 2003. 52-55.
Мелик-Пашаев В.С. Геология, разведка и разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979.
Таскинбаев К.М. Перспективы и проблемы совершенствования методов увеличения нефтеотдачи ОАО «Эмбамунайгаз». Нефтяное хозяйство. № 7. 2003. 64-67.
научно-технический журнал
2 (19) 2006 I еоресурсы i
