ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ОХВАЧЕННЫХ ПРОЦЕССАМИ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЯ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

GEOLOGIA | ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ОХВАЧЕННЫХ ПРОЦЕССАМИ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЯ

Поднебесных А.В.

Кандидат геолого-минералогических наук, главный инженер проекта

ООО «НТЦ ОЙЛТИМ» Овчинников В.П.

Доктор технических наук, заведующий кафедрой геотехники Тюменский государственный архитектурно-строительный университет

IMPROVING THE EFFICIENCY OF DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS COVERED BY THE PROCESSES OF LEACHING

Podnebesnykh A.V., Candidate of sciences Geology and Mineralogy, chief project engineer LLC «STC Oilteam»

Ovchinnikov V.P., Doctor of Science Technical, Head of the Department of geotechnics, Tyumen state architectonically-building university

АННОТАЦИЯ

На примере Крапивинского нефтяного месторождения показано влияние процесса выщелачивания на разработку месторождения. Кроме уже применяемого латерального заводнения, показаны преимущества гравитационно-латерального типа заводнения. Рассмотрены основные факторы, которые могут влиять на процесс гравитационно-латерального заводнения.

ABSTRACT

In the Krapivinskoe oil field the influence of leach process to field development is showed. Besides the applied lateral flooding the advantages of gravity-lateral flooding also are presented. Moreover the main factors which can influence over the process of gravity-lateral flooding are studied

Ключевые слова: выщелачивание, латеральное заводнение, Крапивинское месторождение, фильтрационно-емкост-ные свойства

Key words: leaching, lateral flooding, Krapivinskoe field, reservoir proper-ties

Введение

В настоящее время технологии поддержания пластового давления на основе закачки воды по направленности вытеснения подразделяются на технологии латерального заводнения, технологии гравитационного искусственного или естественного заводнения и технологии гравитационно-латерального заводнения [1].

На территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции подав-ляющая часть фонда нагнетательных и добывающих скважин представлена вертикальными скважинами, поэтому процесс вытеснения нефти, в основном, реализуется в латеральном направлении вдоль напластования [2].

Технология гравитационного искусственного или естественного заводнения применяется на массивных залежах в условиях естественного упруго-водонапорного режима, и в том случае, когда в пласт осуществляется закачка воды на уровне или ниже водо-нефтяного контакта (ВНК).

Технология гравитационно-латерального заводнения предполагает ис-пользование горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов, т.е. при бурении боковых горизонтальных стволов на истощенных месторожде-ни-ях или забуривания горизонтальных скважин на вводимых в разработку нефтяных месторождениях. В этом случае добывающие и нагнетательные и скважины разносятся по вертикали и горизонтали. В дальнейшем данная технология получила свое продолжение в режиме специализированной расконсервации вертикальных скважин на истощенном месторождении [3].

Проектирование технологии гравитационно-латерального заводнения оказывается возможным при переходе на концепцию эффективного порового пространства (ЭПП), которая позволяет создать более реалистичные геолого-гидродинамические модели. Учет всех пропластков с присущими им значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) приводят к возможности проектирования разработки с использованием технологии ЭПП для залежей нефти с наличием высокопроницаемых пропластков в разрезе. Такие пропластки, как правило, возникают на стадии вторичного изменения пород-коллекторов. Одним из ярких примеров объектов такого типа является Крапи-винское нефтяное месторождение.

Геологическая позиция Крапивинского месторождения

Крапивинское месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, расположенному в южной части Каймысовского свода к сложно построенной группе пространственно-сближенных локальных поднятий, отделенных друг от друга узкими линейными мульдо-образными прогибами амплитудой 15-20 м.

Многочисленные локальные поднятия Крапивинской структуры по морфологическому признаку объединяются в две структуры третьего порядка - Западно-Крапивин-скую и Крапивинскую группу поднятий. На погруженных склонах этих структур имеется еще ряд мелких локальных поднятий, которые характеризуются как малоамплитудные, малоразмерные структуры-спутники месторождения. В районе Крапивинской структуры отмечаются

многочисленные малоамплитудные тектонические нарушения, достигающие баженовского горизонта и проникающие в нижнемеловой интервал разреза.

В результате проведенного в рамках данной работы па-леофациального анализа для Крапивинского месторождения установлено, что изучаемые пла-сты горизонта Ю1 образовались в морских условиях, для которых характерно повсеместное (покровное) развитие.

Подугольная толща распространена на всей изучаемой территории, залегает на морских глинах нижневасюган-ской подсвиты и перекрывается прибрежно-морскими осадками межугольной толщи. Она представлена мелководно-морскими отложениями пласта Ю13. В толще отмечается регрессивный комплекс мелководно-морских фаций от дальней и переходной зон пляжа до нижнего и верхнего пляжа со следами частичного осушения в верхней части толщи.

Межугольная толща образовалась на пике регрессивного этапа развития региона. Толща представлена преимущественно прибрежно-морскими фациями и частично - континентальными - на наиболее приподнятых участках. В целом, для прибрежно-морских фаций характерна слабая динамика среды седиментации и небольшая глубина морского бассейна с выходом на дневную поверхность (осушением) отдельных наиболее приподнятых участков района работ.

Отложения межугольной толщи перекрываются на-дугольной толщей, которая включает в себя пласт Ю12. Пласт Ю12 образовался в трансгрессивный этап развитие региона. Для него характерно образование в морских относительно мелководных условиях. Это фации предфрон-тальной переходной зоны пляжа - биотурбированные «шельфовые» осадки.

Особенности процесса выщелачивания на Крапивин-ском месторождении

Как показал проведенный анализ керна и шлифов для Крапивинского месторождения процесс выщелачивания проявился в полной мере и сопровождался растворением калиевых полевых шпатов и кварца, выщелачиванием плагиоклазов, а так же локальным проявлением альбитовой минерализации.

Для процесса выщелачивания очень высока роль дизъюнктивных нару-шений. По данным Е.А. Предтеченской [4] зоны вторичного минералообразования четко совпадают с температурными аномалиями и приурочены к глубинным разломам. Состав аутигенных минералов сильно зависит от состава пород фундамента: если состав пород представлен гранитами, то аутигенные минералы представлены кварцем, каолинитом и альбитом. Интенсивность температурных аномалий зависит от степени рас-крытости и флюидопроводимости разломов и количества тепловой энергии, выносимой флюидами [5-6].

Породы-коллектора, подвергшиеся процессу выщелачивания, значительно улучшают свои коллекторские свойства. Это хорошо видно на примере Крапивинского месторождения где продуктивные пласты, не подвергшиеся процессу вторичного преобразования, имеют среднюю по-ристость около 14 % и проницаемость от 0.8-10-3 мкм2. В проработанных зонах пористость увеличивается в сред-

нем до 21 %, а проницаемость до 1,0 мкм2. Это происходит за счет значительного увеличения объема пустого порово-го пространства, которое образуется при растворении зерен калиевого полевого шпата и кварца. Кроме этого кол-лекторские свойства пород-коллекторов улучшаются за счет образования зон разуплотнения, что свидетельствует о наличии зон тектонического напряжения в районе.

По мнению автора, наиболее вероятной причиной контрастных проявлений процессов порового выщелачивания являются многочисленные малоамплитудные дизъюнктивные нарушения - зоны деструкции, выделенные на Крапивинском месторождении. По ним шло поступление глубинных агрессивных растворов. Формирование пород-коллекторов в тектонически активных зонах связано со стадиями седименто- и катагенеза, где существенную роль играл подток вещества по разломам.

В зонах с активной тектонической обстановкой компоненты С02 и 802, поступающие в том или ином объеме в продуктивные пласты, сильно понижают рН среды и увеличивают кислотность растворов. При изменении этих показателей происходит регенерация зерен кварца и растворение калиевого полевого шпата, кристаллизуется поровый каолинит. На фоне постоянной циркуляции высокотемпературных кислых гидротермальных растворов происходило формирование окончательного состава цемента пород-коллекторов. Такая стадийность очень схожа с процессом карбонатизации, который также протекает при кислых условиях среды.

Состояние разработки Крапивинского месторождения

Крапивинское месторождение введено в полномасштабную разработку в 2001 году. В период с 1997 по 2001 гг. месторождение находилось на стадии пробной эксплуатации, где на трех участках месторождения по пласту Ю13 была опробована площадная семиточечная система вытеснения с расстоянием между скважинами 1000 м и участка с расстоянием между скважинами 500 м.

В настоящее время на Крапивинском месторождении система разработки наиболее полно реализована в пределах Северной залежи. Технологическим документом предусматривалось приконтурное заводнение на северо-западной части и пятиточечная площадная на основной части Северной залежи. Фактическая история разработки подтвердила целесообразность и эффективность применения приконтурного заводнения на северо-западной части залежи. На основной части залежи пятиточечная система разработки 500х500 м пока не реализована. Эта часть залежи разбурена по разреженной сетке 700х700, в основном пробурены нагнетательные скважины, которые находятся в отработке на нефть с постепенным переводом под нагнетание. Второй этап - уплотнение сетки до проектной и формирование пятиточечной системы на северной залежи еще предстоит реализовать. Эта задача является первоочередной для повышения эффективности системы разработки северной залежи.

С 2009 года начато уплотнение сетки в регионах с наибольшей плотностью остаточных запасов. Реализация проектного решения усложняется наличием высокопроницаемых пропластков на Северной залежи и компенсацией добычи жидкости меньшим фондом нагнетательных

скважин. Промытые высокопроницаемые прослои, сформировавшиеся за счет процесса выщелачивания в активных тектонических зонах, Северной залежи приводят к прорыву воды от нагнетательных скважин к добывающим по высокопроницаемым каналам. Сложившуюся систему разработки на Северной залежи следует признать переходной. Достоинство двухэтапного разбуривания залежи состоит в том, что при столь сложном геологическом строении залежи разреженная сетка позволила в первую очередь уточнить границы залежи и избежать непроизводительных затрат.

В 2007 года начата разработка Центральной залежи Крапивинского месторождения по площадной пятиточечной системе, с межскважинным расстоянием 500х500 м. На данный момент на Центральной залежи пробурено два куста. Для полного охвата Центральной залежи проектным фондом согласно текущему проектному документу запланировано бурение одного куста на 2015 г. В настоящее время идет разбуривание Южной и Восточ-

ной залежей. Разработка Южной залежи предусматривает площадную девятиточечную систему разработки 500х500 м с последующей трансформацией в пятиточечную, Восточная залежь - площадную пятиточечную 500х500 м. На протяжении большого временного интервала разработка месторождения характеризуется стабильной эксплуатацией с сохранением высоких уровней добычи жидкости.

Разработка залежей, затронутых процессом выщелачивания на основе гравитационно-латерального заводнения

Для создания элемента разработки требуется две скважины: одна добы-вающая горизонтальная скважина, расположенная вблизи кровли продуктивного пласта, вторая нагнетательная горизонтальная скважина, расположенная ближе к подошве пласта [2]. За основу была взята 3Д секторная модель, в которой регулярная сетка скважин состоит из элементов симметрии размером 620x620x15 м, представленных на рисунке 1. В этом случае внешние границы элемента следует задавать непроницаемыми [7-8].

Условные обозначения:

- добывающая скважина

О

Ki

К2

Кз

- верхняя часть продуктивного пласта

- нижняя часть продуктивного пласта

- прослой, затронутый процессом выщелачивания

Рис. 1. Профильный разрез секторной модели.

В разрезе присутствует один прослой, подвергшийся выщелачиванию, чьи ФЕС гораздо лучше, чем в остальной части разреза: его эффективная пористость составляет 0.20, а проницаемость 1.0 10-3 мкм2, для основного массива пород-коллекторов эти цифры составляют 0.14 и 0.8 10-3

мкм2 соответственно. Принятые в расчетах кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе нефть-вода приведены на рисунке 2: а - для массива пород и б для пород с улучшенными ФЕС.

A)

I

8 0.4

\ 1 1

нефть |

\

0-

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 газонасыщенность, д.ед.

1

—О—вс )да — нефть |

водонасыщенность, д.ед.

Б)

11 0.8

■ 0.6 о О-4

□да -•- -нефть

: /V

0.3 0.4 0.5 водонасыщЁННость, д.ед.

11

0.8

i 0,6

0.4

0.2

—0— аз —•— нефть

_____

¿Г \

0.3 0.4 0.5 газснасыщенность, д.ед.

Рис. 2. ОФП при трехфазной фильтрации согласно концепции ЭПП (А - для ос-новной части породы, Б - для части разреза, подвергшегося процессу выщелачивания).

В связи с тем, что значение эффективной проницаемости для рассматриваемых типов пород существенно отличаются друг от друга, то ОФП для пород, подвергшихся выщелачиванию, принимаются прямолинейными. Начальное пластовое давление - 26.0 МПа, давление насыщения - 21.0 МПа. Вязкость нефти при начальных термобарических условиях - 0.25 спз, вязкость воды - 0.30 спз. Плотность нефти и воды в поверхностных условиях -0.840 г/см3 и 1.012 г/см3 соответственно. Начальное газосодержание нефти равно 43 м3/т, объемный фактор - 1.13. Прогнозные расчеты заканчиваются при сроке разработки 50 лет и допустимой обводненности равной 98 %.

Вариант №1 предусматривает латеральное заводнение, где четыре вертикальные добывающие скважины по краям элемента и одна вертикальная нагнетательная скважина в центре элемента вскрывают всю нефтенасыщенную толщу.

Вариант №2 заключается в том, что ствол добывающей скважины располагается на глубине 2 метра от кровли пласта, а ствол нагнетательной скважины, соответственно на глубине 2 метра выше подошвы пласта. В пределах элемента содержатся по М горизонтального добывающего и нагнетательного стволов. Длина стволов составляет 400 метров. Результаты расчетов приведены в таблице 1 и на рисунке 3.

Таблица 1

Результаты исследования разных вариантов разработки

Вариант Дебит нефти на 31 день, м3/сут Накоп-лен-ная добыча нефти, тыс. м3 Накоп-лен-ная добыча воды, тыс. м3 КИН конеч-ный, д. ед. ВНФ конеч-ный, м3/м3 Срок раз-работки, годы Обвод-нен-ность конечная, д. ед.

1 621.8 124.2 2581.4 0.322 16.85 5.8 0.98

2 97.5 119.5 155.8 0.318 0.97 27.1 0.98

Исходя из полученных результатов по величине во-до-нефтяного фак-тора (ВНФ) вариант с гравитационно-латеральным заводнением гораздо вы-годнее - в этом случае величина ВНФ в 17 раз меньше, чем при классическом латеральном заводнении. Последний характеризуется и негативной динамикой обводнения добываемой продукции: десятипроцентная обводненность достигается через 38 дней с начала разработки, а в варианте с гравитационно-латеральным заводнением такой уровень обводненности устанавливается только в середине пятого года разработки (рисунок 4).

По остальным показателям разработки вариант латерального заводне-ния выглядит гораздо лучше варианта с гравитационно-латеральным завод-нением, однако показатель ВНФ, равный 16.85 полностью перечеркивает все преимущества. Очевидно, что с таким показателем ВНФ разработка месторождения проводится не будет, поэтому предлагаемые варианты будет целесообразно сравнить при равных показателях ВНФ. Исходя из такого предположения при ВНФ равной двум КИН в случае латерального заводнения будет составлять около 0.13, а для гравитационно-латерального - 0.322.

Заключение

В отношении залежей, затронутых процессами выщелачивания, поми-мо классического латерального заводнения, заслуживает внимания альтер-нативный подход к разработки, основанный на методе гравитационно-лате-

Список литературы

1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторожде-

рального заводнения. Наиболее предпочтительная схема реализации та-кого подхода будет в значительной мере зависеть от степени изученности месторождений и залежей, подвергшихся процессам выщелачивания, а также от интенсивности самого процесса выщелачивания.

ний нефти и газа. - М.: Недра, 2004. - 520 с.

2. Закиров С.Н., Джафаров И.С., Басков В.Н. и др. Обоснование технологии доразработки месторождения с

0.35

0.3 --

0.25

j 0.2 ■i

i 0.15

0.1

0.05

0

л...................

/

» Вариант №1 —*—Вариант №2

10

ВНФ, m7Mj

15

20

Рис. 3. Зависимости «КИН-ВНФ» для рассматриваемых вариантов.

Рис. 4. Зависимости «Обводненность-КИН» для рассматриваемых вариантов.

резко неоднородными коллекто-рами. - М.: Изд. дом «Грааль», 2001. - 97 с.

3. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II. - Ижевск, Изд. Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.

4. Предтеченская Е.А., Фомичев А.С. Влияние разрывных нарушений на температурный режим и ката-генетические преобразования мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6. - №1. - http://www.ngtp.ru/ rub/4/2_2011.pdf.

5. Enrenberg S.N., Nadeau P.H., Steen Q. Petroleum reservoir porosity versus depth: Influence of geological age //

AAPG Bulletin, 2009. - T.93.- N 10.- pp.1281-1296.

6. Киссин И.Г. Современный флюидный режим земной коры и геодинамические процессы // Флюиды и геодинамика. - М.: Наука, 2006. - с. 85-104.

7. Булаев В.В., Закиров С.Н., Рощин А.А. Основы секторного моделирования // Газовая промышленность, 2007. - №5. - с. 59-61.

8. Закиров С.Н., Рощина И.В. Разработка залежей нефти при нали-чии суперколлекторов // Газовая промышленность, 2009. - №1. - с. 31-35.

9. Закиров С.Н., Рощина И.В. Разработка залежей нефти при нали-чии суперколлекторов // Газовая промышленность, №1, 2009, с. 31-35.