CC BY
88
УДК 553.981/982.048 А.И. Никонов
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва
ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕСЧЕТА ЗАПАСОВ НА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
A.I. Nikonov
Oil and Gas research institute RAS, Gubkin st. 3, 119991, Moscow, Russian Federation PROBLEMS OF OIL FIELDS RESOURCE COUNTING
Methods of resource calculations on oil and gas fields with long (about 25-30 years) development history don’t include the results of changes in rocks, caused by reservoir pressure maintenance and production intensification.
There are anomalous deformations (up to 10-4-10-3) in reservoirs and cover rocks, remarkable temperature variations during the water injection, physical and chemical processes, leading to fast changes in porosity and permeability.
Разработка нефтегазовых месторождений, а тем более крупных, многопластовых, сложно построенных и находящихся в разработке более 2030 лет при всех использующихся методах интенсификации добычи УВ приводит к значительным изменениям термодинамических условий пластовых систем, гидродинамических параметров системы, физикомеханических свойств горных пород и физико-химических свойств флюидов. В связи с чем, адаптация физико-геологической и гидродинамической моделей современного состояния месторождения с целью пересчета остаточных запасов и приведение его к начальному состоянию разработки без учета выше перечисленных факторов являются не корректной.
Существующие методики пересчета запасов на нефтяных, а также газоконденсатных месторождениях используют те же методы исследований в скважинах и лабораторные методы, что и при подсчете запасов на начальной стадии разработки месторождения. Но главными отличиями начальной стадии разработки от стадий, когда обводнённость продукции достигает 50 % и более, является недостаточная изученность геологического строения и высокий потенциал пластовой энергии, определяющийся природными тектонофизическими (распределение регионального и локального полей напряжений) и гидродинамическими факторами. На стадиях падающей добычи, начинают сказываться такие факторы как структурная и литолого -фациальная неоднородность строения всего месторождения, падение пластовой энергии и негативное влияние техногенного воздействия.
Изменение природного напряженно-деформированного состояния при разработке месторождения в породах коллектора, созданного за счет веса пород, изгиба слоев (антиклинальная складка) и вертикальных движений блоков фундамента при его формировании [1] происходит не по всему месторождению в целом, а на отдельных его участках. Это приводит к перераспределению накопленных за геологические эпохи напряжений в
массиве пород, реализация которых с одной стороны, ведет к уменьшению пористости и проницаемости пород, а с другой стороны к их разупрочнению в ослабленных зонах и зонах повышенной трещиноватости (разломов), которые изначально были не проницаемыми или слабо проницаемыми. Все эти процессы сопровождаются выравниванием пластовых давлений во всей гидродинамической системе месторождения, в следствие чего могут образовываться зоны как пониженных, так повышенных давлений.
Негативными последствиями техногенного изменения геодинамического состояния массива пород по площади и в разрезе является не прогнозируемые изменения в системе порода-флюид. Для большинства месторождений отмечаются такие многочисленные факты, как разгрузка флюидов в вышележащие продуктивные и над продуктивные отложения, быстрое обводнение скважин в начале разработки (от 1,5 до 5,0 лет), образование горизонтальных областей аномальной проницаемости в пределах одной литологической разности, изменение напряженно деформированного состояния пород в определенных интервалах глубин, вызывающих аномальные деформации колон скважин и деформации земной поверхности, изменение пористости и проницаемости пород коллектора как в пределах скважной зоны, так и вне ее, изменение пластовой температуры, приводящей к смене термобарических условий в породах и заполняющих их флюидах [2].
В связи с чем, на стадии падающей добычи физико-геологическая модель месторождения резко отличается от первоначальной. Тем более, подсчетные параметры, снимаемые в пределах скважной зоны и между ними, могут резко отличатся, что сильно затрудняет приведение ее к начальным условиям без учета таких факторов как:
- Уровень снижения давления, как в отдельных продуктивных горизонтах, так и во всей гидродинамической системе месторождения;
- Изменение термобарических условий в породах и флюидах при закачке реагента с температурой ниже пластовой в 3-4 раза;
- Изменение напряженно-деформированного состояния продуктивных горизонтов и всего массива горных пород в целом.
Недоучет данных факторов может приводить как к уменьшению первоначальных запасов месторождения, так и к их увеличению.
Любая математическая модель может описать объект с точностью использующихся в ней теоретических предположений, на основании которых она может быть верна только в той области, где имеют силу основные допущения (например - условия устойчивости решения данного уравнения или системы уравнений), на которых она основана. Если трактовать модель как линейно-однородный объект, несмотря на степень неоднородности ее литолого-фациальных и структурных условий, а, следовательно, и физических свойств пород, то при подсчете запасов полезных компонентов вместо реальной горной породы придется рассматривать ее как сплошную среду с некоторыми осредненными по объему свойствами, что и происходит
на начальном этапе разработки месторождения. Дальнейшая разработка месторождения приводит не просто к замещению одних компонентов добычи другими, а, прежде всего, к нарушению фазового состояния порода-флюид и резким изменениям физических свойств пород, расположенных между скважинами находящимися в разработке. Таким образом, в природной среде происходят чаще всего необратимые изменения нелинейного характера, которые не позволяют вернуть систему к исходному состоянию.
Недоучет необратимых деформаций, происходящих, на пример, в полимиктовых песчаниках, распространенных на месторождениях Западной Сибири, и оценка степени их влияния на проницаемость пород при небольших изменениях пластового давления является предметом острых многолетних дискуссий. Большинство авторов основываются на экспериментальных исследованиях пористости и проницаемости пород, имитирующих перепады давлений близкие к пластовым, не учитывая при этом фактор времени, что по существу, как считает Р.С. Сахибгареев [3], при обсуждение таких данных носит полемический характер. Очень важным в изучении влияния вторичных изменений нефтевмещающих пород на их упругие и емкостно-фильтрационные свойства в условиях изменяющегося напряженного состояния во времени является не перегрузка образца на 10 МПа, которая не дает необратимых изменений их проницаемости при продолжительности испытаний не более 2 суток, а проведение испытаний с продолжительностью цикла нагрузка-разгрузка до 10-12 суток, при которых происходит резкое уменьшение пористости и проницаемости песчаников. Так снижение пластового давления на 2,5-3,0 МПа приводит к уменьшению проницаемости пород в 2,4 раза [4, 5]. Причем, эти исследования показали необратимость восстановления пористости и проницаемости при дальнейших флуктуациях давлений при разработке этих пластов.
Для глинистых покрышек также показано, что изменение их прочности на разрыв с образование в них трещин зависит от состава, структуры и глубины их залегания [6].
Интервалы изменения давления, при которых происходит разупрочнение глинистых пород в зависимости от их класса, определяются от 0,7 МПА на глубинах 1 200-1 400 м и до 1,0- 3,0 МПа для глубин 1 700-2 500 м.
Обобщение данных по изменению температуры пород и флюидов при закачке более холодных вод в продуктивные пласты и проведенные оценки теплового баланса разрабатываемых месторождений показали, пластовая температура существенно зависит от степени заводненности месторождения. Как известно из основ нелинейной термодинамики пластовых систем, следует различать изменение температуры за счет теплопроводности, от «конвективной» или «фильтрационной» компоненты изменения температуры во времени по Н. Прайсу. В случае длительной и постоянной (непрерывной) закачки наружного флюида в пласт, происходит перераспределение начальной температуры пласта за счет именно «фильтрационного» тепломассопереноса [7]. Учитывая реальные масштабы заводненности многих месторождений и полагая не прерывность процесса разработки
(установившийся режим теплового баланса) можно констатировать, что температура пластового флюида за 25-40 лет разработки может быть снижена по отношению ко времени предшествующему началу закачки воды, на величину порядка 15-20 °С [8].
Так же, при пересчете запасов, наиболее сложной операцией является интерпретация методов ГИС, с целью выявления фазовых переходов, происходящих на границах многофазного флюида и скелета породы при измененных термобарических условиях в пласте, которые дают широкий спектр параметров неоднозначных решений. Дальнейшее построение гидродинамических моделей залежей с использованием математических моделей двух-, а тем более, трехфазной фильтрации настраивается, в основном, методом перебора параметров, отвечающих истории разработки, но не учитывающие изменение параметров геологической среды с учетом выше перечисленных факторов.
Поэтому, в процессе разработки месторождения должны учитываться в комплексе такие важные факторы как начальные проницаемости пород, распределения и количество глинистого материала в них [9], динамика нагружения пород с различными физико-механическими свойствами при создании зон заводнения для поддержания давления в пласте, минерализация вытесняющего агента, неоднородность структуры, как массива пород (зоны разломов, зоны повышенной трещиноватости), так и порового пространства, фазовые изменения в системе горная порода - флюид.
Одним, из наиболее важным направлением, в создании постоянно действующих геологическим моделей является разработка методов получения подсчетных параметров в пластовых условиях, что позволяет прогнозировать реальные темпы добычи УВ и применять методы их интенсификации в рамках нормативно-правовой базы, обеспечивающей эколого-промышленную безопасность разработки при эксплуатации месторождения.
Новым направлением, разрабатываемым в ИПНГ РАН и ИФЗ РАН, является управление разработкой месторождения на основе существующих методов контроля и дополнение их данными гравиметрических, геохимических и геодезических данных, получаемых при проведении геодинамического мониторинга, осуществляемого в рамках специально разработанного регламента для каждого месторождения. Комплекс используемых методов повторных наблюдений, совместно с традиционными методами, проводимыми в скважинах, позволяет оценить по площади всего месторождения уровень деформации пород, происходящих как в продуктивной части месторождения, так и выше залегающих отложениях, а также изменение их плотности в отдельных зонах [10, 11] (Кузьмин, Никонов, 2002; Кузьмин, Жуков, 2004).
1. Никонов, А.И. Роль геодинамических процессов в повышении эффективности разработки месторождений углеводородов и эксплуатации подземных хранилищ газа / А.И. Никонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2006. -№ 12. - С. 18-23.
2. Кузьмин, Ю.О., Никонов, А.И. Геодинамический мониторинг объектов нефтегазового комплекса. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности: сб. науч. тр. - М.: Наука, 2002. - Вып. 2. - С. 427-433.
3. Сахибгареев, Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей / Р.С. Сахибгареев. - Л.: Недра, 1989. - 260 с.
4. Абдулин, Р.А., Ефремов, Е.П., Каптелинин, Н.Д. и др. О влиянии снижения давления на коллекторские свойства продуктивных пластов при разработке нефтяных залежей Западной Сибири / Р.А. Абдулин, Е.П. Ефремов, Н.Д. Каптелинин и др. // Нефть и газ Тюмени. -1971. - № 11. - С. 31-37.
5. Дорогиницкая, Л.М., Сахибгореев, Р.С., Свиридов, Л.В. Деформация полимиктовых песчаников песчано-алевритовых коллекторов Среднего Приобья в зависимости от продолжительности нагрузки / Л.М. Дорогиницкая, Р.С. Сахибгореев, Л.В. Свиридов // Геология нефти и газа. - 1974. - № 5. - С. 41-46.
6. Осипов, В.И., Соколов, В.Н., Еремеев, В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений / В.И. Осипов, В.Н. Соколов, В.В. Еремеев. - М.: Наука, 2001. -325 с.
7. Максимов, В.М. Основы гидротермодинамикипластовых систем / В.М. Максимов. - М.: Недра, 1994. - 201 с.
8. Власова, С.П., Сухарев, Г.М., Ковальский, Е.В. Расчет температурного поля для сложных условий теплообмена в многослойных пластовых системах при нагнетании в пласт «холодной» вод / С.П. Власова, Г.М. Сухарев, Е.В. Ковальский // Геология нефти и газа. - 1981. - .№ 4. - С. 9-15.
9. Хавкин, А.Я. Геолого-физические факторы эффективной разработки месторождений углеводородов / Отв. ред. акад. А.Н. Дмитриевский. - М.: Компания «Спутник», 2005. - 312 с.
10. Кузьмин, Ю.О., Никонов, А.И. Геодинамическая природа аварийности скважин и трубопроводных систем // Перспективы развития экологического страхования в газовой промышленности. - М.: ВНИИГАЗ, 1999. - С. 315-328.
11. Кузьмин, Ю.О., Жуков, В.С. Современная геодинамика и вариации физических свойств горных пород / Ю.О. Кузьмин, В.С. Жуков. - М.: МГГУ, 2004. - 262 с.
© А.И. Никонов, 2008
