CC BY
39
УДК: 550.8 в.В. Шкандратов, Е.Ф. Кутырев
ООО «КогалымНИПИнефть», Когалым couteug@nipi.ws ЛыкоИ сот
ЛИШЬ О НЕКОТОРЫХ ПРОБЛЕМАХ ИССЛЕДОВАНИЙ...
Дается критический анализ ряда проблем нефтепромысловой геологии, так или иначе сказывающихся на эффективности геолого-разведочного процесса, достоверности подсчета запасов углеводородов, рациональности проектируемых систем разработки и оптимальности технологий воздействия на пласт. Рассматриваются вопросы достоверности исследования керна горных пород, целесообразности предварительного экстрагирования керна, изучения слабо нефтенасыщенных пород и т.д. Ряд проблем, связанных с освоением запасов углеводородов, анализируется в аспекте массообмена в условиях разрабатываемого пласта.
Ключевые слова: нефтепромысловая геология, система ППД, пористость, экстрагирование, водонефтяной контакт (ВНК), Западная Сибирь, нелинейная фильтрация, заводнение.
Достоверность керновых определений. Без сведений о фактических коллекторских, физико-механических и других свойствах пород в естественных условиях и о возможном их изменении в процессе эксплуатации нельзя составить сколько-нибудь реальный проект разработки залежи, в котором заранее была бы предусмотрена система необходимых мероприятий по регулированию методов поддержания пластового давления с учетом координат залежи и времени от начала эксплуатации. Эти сведения получают как при лабораторном исследовании керна, так и по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Ограниченность и дороговизна сведений, получаемых при керновых исследованиях, как из-за недостаточно точной привязки керна (особенно в условиях частого переслаивания пластов с различными коллекторскими свойствами), так и из-за неравномерного отбора его по сечению пласта (избирательность выноса по плотности) в конечном счете обусловили то большое внимание, которые уделяется геофизическим методам определения коллек-торских свойств. Однако широкому использованию геофизических оценок препятствует на данном этапе отсутствие достаточно тесных связей между геофизическими и коллекторскими характеристиками пластов. Трудности в установлении подобных связей, даже для пластов с гарантированной привязкой керна, обусловлены, вероятно, неразработанностью достаточно четких способов учета структурных особенностей пород и термодинамических условий их залегания (Боганик, Еникеева, 1997; Мамяшев и др., 1998; Сергиенко и др., 2001).
По данным анализа керна, как правило, сложно определить значения, например, пористости и нефтегазонасыщен-ности из-за возможной непредставительности используемых выборок по этим параметрам. С другой стороны, увеличение количества образцов керна далеко не всегда приводит к соответствующему росту представительности выборки.
Глинистые, слабо сцементированные, трещиноватые разности вследствие низкого выноса их в силу «избирательности» отбора по существу исключаются из рассмотрения. Поэтому при определении открытой пористости большая часть коллекторов с наиболее высокими фильт-рационно-емкостными свойствами (ФЕС) фактически не принимается в расчет. Рассчитываемые при этом значения коэффициента проницаемости по графику зависимости «проницаемость-пористость» оказываются заметно
ниже таковых по данным гидродинамических исследований. Не учитываются также и наиболее микропористые (тонкопористые, глинистые) пропластки продуктивного пласта, керн которых разрушается в ходе его выноса.
Значения физико-коллекторских свойств по данным анализа образцов керна могут резко отличаться и вследствие изменения характера используемого агента насыщения (пресная или минерализованная вода), причем это различие наиболее существенно для более глинистых разностей при насыщении их водой повышенной минерализации. Уровнем минерализации поровых вод в продуктивных пластах во многом определяются соответствующие величины удельного электрического сопротивления (УЭС). Достаточную серьезность в электрометрии в настоящее время приобрела проблема изучения коллекторов, содержащих проводящую твердую фазу и относительно пресную воду. Тот факт, что влияние проводящего скелета на удельное электрическое сопротивление породы нелинейно возрастает при увеличении УЭС воды (Вен-дельштейн, Котяхов, Румянцева), принимается во внимание в уравнении Воксмана-Смита. Однако, и при его использовании не удается получить желаемых результатов при изучении пластов, содержащих тонкодисперсные образования в виде пирита, гидроксидов железа и других аутигенных минералов.
В ходе лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой, осуществленных в ООО «КогалымНИПИнефть» (ОИК и ПФ), показано заметное влияние минерализации воды, нагнетаемой в нефтяные пласты, на коэффициенты вытеснения и подвижности нефти. Более того, согласно А.В. Дахнову, значения пористости и проницаемости образцов керна, определенные при насыщении соленой водой, наилучшим образом соответствуют параметрам ГИС.
Необходимо ли экстрагирование? Существенные сложности могут сопровождать процесс определения характера насыщения пород, положения ВНК, ГНК и ГВК. Для пластов сложной литологии (глинистые разности песчаников и алевролитов, доломитизированные известняки, вулканические образования) задача определения характера насыщения далеко не всегда решается. Аналогичная упомянутой неоднозначность в оценке характера насыщения отмечается и при изучении недонасыщенных нефтью пластов, которые нередки и для месторождений Западной Сибири. В силу отмеченного, в большинстве слу-
научно-технический журнал -1
Георесурсы щщ
чаев, при оперативном анализе данных ГИС исходят в основном из предполагаемого гипсометрического положения ВНК для рассматриваемые пластов.
Оценка продуктивности пород по керну при обычной технологии его отбора практически невозможна вследствие проникновения фильтрата бурового раствора. При этом использование керновых признаков, связанных с возможным наличием нефти в пласте, как правило, не является достаточно эффективным, так как в ходе разбуривания породы подвижная жидкость, в том числе и нефть, вытесняется из нее практически полностью. Остаточная же нефть, большей частью представленная выпавшими в условиях пласта ее высокомолекулярными соединениями, не характеризует промышленный коллектор, а лишь является свидетельством ранее существовавшей (разрушенной или разрушающейся) залежи.
Поэтому в подобной ситуации при опробовании таких интервалов возможно получение незначительных притоков воды с пленкой нефти. Не исключены слабые притоки нефти, иногда с водой (затрубной), либо отсутствие притока вообще. Так, юрские отложения Западной Сибири включают пропластки, характеризующиеся по ГИС как продуктивные или с неясным характером насыщения, а по керну обладающие признаками нефтенасыщенности, включая запах нефти. При опробовании последних испытателями пластов или при испытании в колонне они оказываются бесприточными (Запивалов, Плуман, 1976).
Нефтенасыщенность в ходе лабораторный экспериментов обычно моделируют, полностью насыщая водой предварительно экстрагированные образцы, в дальнейшем удаляя подвижную воду путем центрифугирования. В соответствии с действующими стандартами анализ керно-вого материала проводится после его предварительного экстрагирования, в ходе которого происходит растворение и вынос из породы твердого битума, вследствие чего (Аширов и др., 1974) допускается искусственное завышение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и ряда других коллекторских параметров. Представляется, что данный вопрос является наиболее актуальной и острой проблемой, решение которой не терпит отлагательств.
Сохранность кернового материала, его временная информационная способность, прежде всего в части оставшихся в нем УВ, возможность долговременной консервации проб пластовой нефти - важнейшая государственная задача (Биджаков, Ненахов, 1996; Каплун и др., 2005; Козлов и др., 1987; Ильин и др, 2001; Сергиенко и др, 2001), которой, безусловно, следует уделять первостепенное внимание.
Неоднородность продуктивных пластов. В нефтепромысловой науке, особенно в части проектирования рациональных систем разработки месторождений, не решена проблема методики изучения и количественного выражения неоднородности литологии и коллекторских свойств продуктивных пластов и учета влияния ее на динамику показателей разработки, чем объясняется существенное расхождение между фактическими и проектными данными эксплуатации на многих месторождениях. Значения проницаемости, пористости, гидропроводности, принимавшиеся в качестве основы для гидродинамических расчетов, в процессе разработки претерпевают изменения в сторону ухудшения. Естественно, данная проблема не находит своего изначального решения в нефтепромысловой
геологии и геофизике, что не позволяет в конечном итоге осуществлять соответствующее корректное обоснование исходных данных при проектировании разработки. В результате имеем (Желтов, Кузнецов, 1969) низкое нефтеизв-лечение, трудности в удержании добычи нефти и неблагоприятную динамику обводнения скважин, что является следствием неравномерного продвижения нагнетаемой воды по пласту, которая прорывается по отдельным про-пласткам избирательно, в виде «языков».
Недонасыщенные нефтью пласты. В пределах обширной территории Западной Сибири распространены продуктивные горизонты, нефтенасыщенность пластов в пределах которых заметно снижена относительно таковой, характерной для пластов Волго-Уральского Поволжья. Зоны заметного снижения начальной нефтенасыщенности могут располагаться выше принятого уровня ВНК, нередко достигая кровли продуктивного пласта (месторождения Суторминское, Кустовое и др.). Наличие подобных зон, естественно, побуждает к пересмотру положения ВНК, уточнению интервалов переходных зон и их строения.
Слабо нефте- и газонасыщенные (Большехетская впадина и Гыдан) породы непременно характеризуются довольно высокими значениями равновесной (исходной остаточной) насыщенностью углеводородами, то есть, по сути, являются гидрофобными. Смежные с ними разности могут отличаться высокой водонасыщенностью. Для недонасыщенных нефтью пород характерно наличие трех равновесных (неподвижных) фаз, включая остаточные воду и нефть, а также защемленный газ. В этой ситуации параметр «абсолютная проницаемость по газу» теряет смысл и, следовательно, необходимо руководствоваться фазовыми проницаемостями.
Фактор равновесной нефтенасыщенности (твердый битум в порах), естественно, должен сказываться на результатах физического моделирования, однако, вследствие предварительного экстрагирования составных кернов, этого не происходит. Более того, имеем искаженную картину по коэффициенту вытеснения нефти водой, в особенности для коллекторов в диапазоне пористости, не превышающей 18 - 20 %.
Распределение в пластах равновесной (остаточной) нефтенасыщенности в плане не одинаково: в периферийных зонах величина этого параметра выше, нежели в других. Помимо этого из-за гидрофобизации пород в процессе разработки их равновесная нефтенасыщенность будет претерпевать тенденцию роста в пределах депрессионных и интенсивно промываемых зон, что должно учитываться при соответствующих анализах и расчетах.
Технологические показатели разработки месторождений рассчитываются зачастую при допущении однородности пласта для условий средней скважины. Для обоснования технологического режима работы скважин используется формула линейного притока жидкости, согласно которой исключается возможность неоптимальной выработки запасов. Эксплуатация скважин ведется при условии постоянства либо забойного давления, либо дебита. Однако фактические дебиты могут заметно отличаться от энергосберегающих.
Совершенно очевидно, что линейная аппроксимация индикаторных диаграмм, в большинстве случаев осуществляемая по трем точкам, не отвечает реальным условиям притока нефти, воды, нефтегазовой и нефтеводяной
^м» ■ ■ »— научно-технический журнал
Георесурсы
смеси к забою скважины, а рассчитанные на ее основе фильтрационные параметры являются существенно искаженными по сравнению с фактическими. В действительности же фактическому характеру притока нефти, как правило, отвечает модель линейной фильтрации с предельным (начальным) градиентом давления. При этом нелинейная фильтрация в области низких значений градиента давлений, как принято, объясняется проявлением структурно-механических свойств нефти при ее страгивании в ПЗП, а в области высоких значений связывается с влиянием либо свободного газа, либо с возникновением деформаций (смыканием трещин) в коллекторе. В связи с этим следует особо отметить, что в ходе физического моделирования фильтрации жидкости на моделях пласта далеко не всегда удается достичь нелинейной области, отвечающей высоким значениям градиента давления, что, видимо, обусловлено неадекватностью лабораторных моделей пласта реальным условиям.
Основным в настоящее время способом разработки нефтяных месторождений является метод заводнения. При этом в пласты зачастую нагнетаются неоправданно большие объемы воды, причем этим не обеспечивается режим поршневого вытеснения нефти. Более того, нередко к моменту начала задействования системы ППД приурочивается повышение темпов снижения добычи нефти. В ряде случаев отмечается четкая отрицательная реакция добывающих скважин на ввод под закачку ближайших нагнетательных (Кутырев и др., 2005). В дальнейшем прогрессируют процессы обводнения пластов и скважин, формируются перекачанные и застойные (депрессионные) зоны, идентификация и локализация которых является важнейшей проблемой доразработки заводненных залежей на поздней стадии. Эксплуатация скважин осложняется явлениями разрушения пласта в его призабойной зоне (ПЗП) и соответствующего выноса минеральных компонентов на дневную поверхность. Учащаются случаи эмульсеоб-разования в добывающих и нагнетательных скважинах, отложения солей и высокомолекулярных соединений нефти на поверхности НКТ, рабочих органов подземного насосного оборудования, в порах ПЗП и, в дальнейшем, в межскважинных зонах пласта.
В последние годы у нефтепромысловых геологов появились сведения о негативных последствиях заводнения разрабатываемых низкопроницаемых пластов, некоторые из которых анализировались в соответствующих публикациях (Кутырев и др, 2005). В связи с этим представляется возможным объяснить некоторые негативные особенности разработки с заводнением нефтяных залежей, в том числе и упомянутые выше. Так, можно утверждать, что для абсолютного большинства заводняемых объектов месторождений Западной Сибири присуща фильтрация газированной жидкости, главной закономерностью которой является дегазация пластовой нефти и формирование в пласте масс свободного газа, причем даже в случаях явного превышения текущих давлений над упругостью нефтяного газа. В аспекте данной проблемы важно исследовать на физических моделях пласта явление газообмена между нефтью и водой и подтвердить (или опровергнуть) саму возможность дегазации пластовой нефти вследствие ее смешения с водой.
Ряд вопросов, так или иначе нашедших здесь отражение, более подробно рассматриваются в статьях настояще-
го сборника, подготовленных сотрудниками ООО «Когалым-НИПИнефть». Думается, что эти и другие проблемы геологии, геофизики и разработки месторождений УВ будут успешно решаться лабораторным комплексом Общества.
Литература
Аширов К.Б., Борисов Б.Ф., Тюрин В.И и др. Выделение в карбонатных коллекторах прослоев с включением твердых битумов. Геология и разработка нефтяных месторождений. Куйбышев: Гипровостокнефть. 1974. Вып. XXIII. 150-154.
Биджаков В.И., Ненахов Ю.Я. Перспективы развития системы долговременного хранения кернового материала. Нефтяное хозяйство. № 11. 1996. 85-86.
Боганик В.Н., Еникеева С.Н. Введение поправок в лабораторные определения пористости и проницаемости пород с целью определения их величины в пластовых условиях. Нефтегазовая геология и геофизика. № 1. 1997. 47-49.
Желтов Ю.В., Кузнецов А.В. Неоднородность нефтеносных горизонтов и задачи по ее изучению. Физико-геологические фак-торыг при разработке нефтяныгх и нефтегазоконденсатныгх месторождений. М.: Недра. 1969.
Ильин В.М., Коровина Т.А., Романов Е.А., Шилов В.И. Новые информационно-методологические возможности современного лабораторного комплекса в решении задач разведки и разработки трудноизвлекаемых запасов. НТЖ Интервал. № 12. 2001. 53-58.
Каплун В.А., Мейер А.А., Попов С.Г. Проблемы и задачи долговременного хранения керна. Геология, геофизика и разработка нефтяныых и газовыых месторождений. № 3-4. 2005. 109-112.
Козлов В.Ф., Лазарева В.М., Малкин С.П. Пути решения проблем долговременного хранения керна в результате его исследований. Геология нефти и газа. № 5. 1987. 47-52.
Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. Нефтяное хозяйство. №№ 9 и 10. 2005.
Мамяшев В.Г., Хайруллин Б.Ю., Федорцов В.В. Пути повышения геологической информативности керновых данных при производстве геологоразведочных работ на нефть и газ. Пути реализации нефтегаз. потенциала ХМАО. IV научно-практич. конф. Ханты-Мансийск: Путиведъ. 1998. 105-114.
Сергиенко В.Н., Катаев О.И., Кутырев Е.Ф., Матигоров А.А. Создание эффективной системы информационного обеспечения в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. IV научно-практич. конф. Ханты-Мансийск: Путиведъ. 2001. 261-267.
V.V. Shkandratov, E.F. Koutyrev. Just some research problems... A review of problems of oil-field geology affecting the efficiency of field development and secondary production systems as well as reliability of hydrocarbon reserves estimate is presented. Some questions concerning the reliability of core characterization and practicability of preliminary core plug extraction and methods used to study undersaturated reservoir rocks are considered. A series of problems connected with hydrocarbon development is analyzed in terms of the mass transfer within a reservoir being developed.
Key words: oil-field geology, reservoir pressure maintenance system, porosity, extraction, water-oil contact (WOC), Western Siberia, non-linear filtration, water flooding.
