CC BY
8Актуальные проблемы нефти и газа. Вып.4(39) 2022 http://oilgasjournal.ru
DOI 10.29222Zipng.2078-5712.2022-39.art8 УДК 622.276
Влияние фильтрационно-емкостной неоднородности низкопроницаемых коллекторов на локализацию запасов нефти на поздней стадии разработки
Т.К. Апасов1, С.И. Грачев1, А.Г. Кудияров2*
1 - Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия
2 - АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», г. Ноябрьск, Россия E-mail: *[email protected]
Аннотация. Рассмотрен процесс локализации остаточных извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых, макронеоднородных песчаных коллекторах с упорядоченной слоистостью пласта Х-8 месторождения У. В результате исследования фациальной принадлежности песчаников, фильтрационно-емкостной матрицы коллектора, регионального стресса, текущего состояния разработки месторождения и анализа процесса эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин выявлены зоны невыработанных запасов для уплотняющего бурения новых скважин и боковых стволов между рядами нагнетательных скважин. Обоснован учет рассматриваемой совокупности факторов в построении гидродинамической модели высоконеоднородного коллектора и при контроле разработки.
Ключевые слова: фация, неоднородность, локализация запасов нефти между рядами нагнетательных скважин, слоистость, текстура, анизотропия, региональный стресс.
Для цитирования: Апасов Т.К., Грачев С.И., Кудияров А.Г. Влияние фильтрационно-емкостной неоднородности низкопроницаемых коллекторов на локализацию запасов нефти на поздней стадии разработки // Актуальные проблемы нефти и газа. 2022. Вып. 4(39). С. 103-116. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2022-39.art8
На процесс нефтеизвлечения на поздней стадии освоения нефтяных месторождений существенно влияет высокая макро- и микронеоднородность пластовых систем. Объекты эксплуатации имеют сложную структуру порового пространства и пониженные значения фильтрационно-емкостных свойств. Для повышения эффективности выработки запасов нефти необходимо разработать модель,
соответствующую реальным геолого-физическим условиям залежи, на основании экспериментальных и аналитических исследований создать наиболее приемлемую концепцию извлечения остаточных запасов нефти. Известно, что в проектных документах используются средние значения коэффициентов продуктивности и полной
неоднородности, вычисленные в целом для залежи. При значительном различии геолого-физических параметров отдельных участков их выделяют в виде геометрических правильных зон.
Несомненно, что это не соответствует фактическому строению залежи
нефти, так как зоны аккумуляции флюидов на разных участках залежей контролируются совокупностью определенных факторов [1].
С учетом особенностей
строения терригенного коллектора, обусловленных условиями его
формирования, изучены микрослоистая, слоистая (текстурная) и гранулометрическая (макрослоистая) фильтрационно-емкостные неоднородности пласта Х-8.
© 2022. Т.К. Апасов, С.И. Грачев, А.Г. Кудияров
103
Появление в нефтегазопромысловой отрасли новых технологий, в том числе математического моделирования процесса разработки залежи, позволяет комплексно использовать все типы фильтрационно-емкостной неоднородности пласта в локализации остаточных извлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки.
Объект исследования - пласт Х-8 одного из крупных месторождений Западной Сибири - разрабатывается с 1987 года, обводненность пласта (по данным 2017 г.) составляет 90%, коэффициент извлечения нефти - 15%.
Пласт Х-8 формировался
в мелководно-морских условиях
осадконакопления, для которых характерна резкая изменчивость пород как по площади, так и по разрезу [2]. В соответствии с седиментационной моделью, формирование баровой постройки происходило в результате последовательного бокового наращивания песчаного тела в несколько трансгрессионно-регрессионных циклов (рис. 1). Волны, движущиеся в направлении движения ветра, под углом врезались в пляж и перемещались вниз вдоль пляжа.
Кпр., мД Нэфф., м
П окровные отложения
Мелководно-морские, шельфовые, баровые 7-30 10-35
Краевые части песчаный тел (баров) 3-7 4-15
Лагунные и склоновые глинистые отложения 0-3 0-6
П отоковые (транзитные) отложения
Промоины разр ывных течений 0-6 0-8
Транзитные зон ы 3-10 4-10
Склоновые врезы 15-50 20-40
Рис. 1. Фациальная модель пласта Х-8
Первый тип фильтрационно-емкостной неоднородности - микрослоистая, которая связана с направленной ориентировкой зерновой матрицы коллектора и обусловлена гидродинамическими особенностями формирования песчаников. Лабораторные исследования керна на многих месторождениях с баровым типом коллектора показали значительную изменчивость проницаемости вдоль и вкрест
простирания текстурных элементов песчаного тела [3]. Установлено, что на месторождениях-аналогах вдоль направления слоистости проницаемость при равных значениях пористости у баровых песчаников в 2-3 раза выше, чем перпендикулярно слоистости (рис. 2). Это объясняется тем, что песчаники баровой фации образуют хорошо связанные почти непрерывные тела, вытянутые по простиранию бара.
Рис. 2. Микрослоистая неоднородность. Значения анизотропии проницаемости и пористости относительно удлиненных зерен кварца в пласте-аналоге
Вдольбереговые баровые песчаники пласта Х-8, имеющие слоистость волновой ряби и ряби течений, представляют собой совокупность наложенных друг на друга слоистых тел, которые по структуре организации косой слоистости относятся к упорядоченному типу слоистой фильтрационно-емкостной неоднородности пласта (рис. 3а). Связана она с текстурными особенностями породы и отражает характер изменения слоистости в объеме коллектора. Слоистая неоднородность предопределяет пространственную анизотропию фильтрации
терригенного резервуара и контролирует охват залежи нефти по площади при ее разработке [4]. Учитывая, что формирование слоев пласта Х-8 связано с волноприбойной деятельностью моря, отлагающимся прослойкам свойственно частое их чередование в направлении, перпендикулярном береговой линии и хорошая латеральная прослеживаемость вдоль нее. В таких коллекторах с упорядоченной косой слоистостью движение углеводородов вдоль простирания слоистости будет проходить значительно быстрее, чем поперек [4, 5].
а б
Рис. 3. Типы фильтрационно-емкостной неоднородности баровых песчаников пласта Х-8: а - слоистая (упорядоченный тип); б - гранулометрическая
На основе известного системного анализа [6] выполнены исследования особенностей эксплуатации пласта X-8. Анализ разработки песчаников с различным типом слоистой неоднородности (рис. 4, 5) показывает, что среднегодовая накопленная добыча нефти при равных значениях произведения проницаемости пласта К и
его эффективной толщины Ь в баровых песчаниках, имеющих упорядоченно-слоистую текстуру, значительно выше, чем в коллекторах с хаотичной слоистостью (фация промоин разрывных течений), имеющих волнистую слоистость и полное отсутствие выдержанности прослоев в каком-либо направлении (см. рис. 5, рис. 6).
Отбор нефти из отдельных участков слоистой структуры слоистости
Добывающая скважина
Рис. 4. Характеристика притока нефти в песчаниках с хаотичным типом слоистой неоднородности пласта Х-8
а б в
- добывающая скважина; - нагнетательная скважина; - направление падения слоистости
Рис. 5. Характеристика притока нефти в песчаниках с хаотичным типом слоистой неоднородности пласта Х-8: а - очаговый отбор нефти; б - активное вытеснение из высокопроницаемых прослоев; в - поршневое вытеснение
Это обусловлено тем, что в баровых песчаниках осуществляется постоянный приток углеводородов в скважину из дальней зоны коллектора вдоль простирания слоистости (см. рис. 5а), а также эффективно осуществляется передача давления от
нагнетательных к добывающим скважинам. В песчаниках промоин разрывных течений, в связи с хаотичной слоистостью, работает лишь призабойная зона пласта и продвижение фронта закачки к добывающим скважинам затруднено (см. рис. 4).
20
^ 15
ш
10
о ю н о
о ш о
0 1_ ш
1
= I. I. I
5-10
10-20
20-30 К*Ь|, мД*м
I
30-40
40-50
■ Бары ■ Промоины разрывных течений Рис. 6. Среднегодовой отбор нефти из пласта Х-8 в разнофациальных типах песчаника
5
0
Однако, приведенная гистограмма (рис. 7) указывает на опережающее обводнение добывающих скважин при формировании фронта нагнетания по простиранию слоистости относительно добывающих скважин и расположении фронта нагнетания по падению слоистости в баровых песчаниках. Это связано со следующим типом фильтрационно-емкостной неоднородности -
гранулометрическим (макрослоистым). Данный тип фильтрационно-емкостной неоднородности характеризуется
определенным трендом изменения гранулометрического состава пород по разрезу пласта, зависящим от условий его формирования [4]. Для трансгрессивных и регрессивных баровых песчаников пласта Х-8, имеющих колоколовидную и воронкообразную формы диаграммы потенциалов собственной поляризации [7], эти различия выражаются в направленном изменении гранулометрии, содержании
цемента и, как следствие, пористости и проницаемости по разрезу от подошвы к кровле пласта. И, соответственно, происходит интенсивное продвижение ограниченных объемов вытесняемой нефти по относительно малой зоне высокопроницаемого пласта, где происходит прорыв воды в добывающую скважину (см. рис 5б). При формировании фронта закачки по падению слоистости вытеснение нефти происходит
последовательно как из высоко-, так и низкопроницаемых прослоев (см. рис. 5 в). Таким образом, в макронеоднородных коллекторах с упорядоченной слоистостью, проницаемость вдоль простирания слоистости выше, чем в направлении падения слоев, в то время как коэффициент вытеснения нефти более значителен при формировании фронта закачки по падению слоистости, чем перпендикулярно к ней.
Рис. 7. Процентное соотношение скважин
с различной степенью обводненности для песчаников с упорядоченным типом слоистой неоднородности пласта Х-8
С целью выявления влияния слоистой неоднородности и макронеоднородности на коэффициенты нефтеотдачи
по различным направлениям в упорядоченно-слоистом, макронеоднородном песчанике выполнен анализ результатов применения
семиточечной системы разработки по скважинам 1829, 1831, 1720, 1725, 1721, 1726, 1727 центральной части пласта Х-8, имеющих сходные геолого-физические условия эксплуатации (табл. 1), см. рис. 8-10.
Таблица 1
Геолого-физические характеристики пласта Х-8
№ скважины Нэфф, м Кпрон, мкм2*м ц, мПа*с Гидропроводность, мкм2*м/мПа*с
1829 11 2,5 0,6 46
1831 13 2,4 0,6 52
1720 13 2,4 0,6 52
1725 16 2,3 0,6 61
1721 11 2,4 0,6 44
1726 12 2,5 0,6 50
Рис. 8. Геологический разрез по скважинам № 1727-1726-1725-1720-1721-1831-1829
Скважины введены в эксплуатацию в 1988-1989 гг. Среднесуточные дебиты нефти по скважинам с 05.1988 по 01.1989 гг. составили от 8 до 15 т/сут безводной нефти. 01.1989 г. добывающие скважины № 1831 и 1726 были переведены под нагнетание. Добывающие скважины № 1720 и 1829, расположенные с нагнетательными скважинами на одной линии тренда повышенной проницаемости (по
простиранию слоистой структуры), отреагировали через 2 месяца. Их среднесуточные дебиты, за период эксплуатации с 1989 по 1992 гг. после перевода скважин под нагнетания, увеличились до 25-55 т/сут безводной нефти. Уже к 1993-1994 гг. обводненность по двум скважинам (скв. 1720 и 1829) достигла 99%, а накопленная добыча нефти составила лишь 22-25 тыс. т (см. рис. 9).
Скв. № 1829
Накопленная добыча нефти, тыс. т Накопленная закачка, тыс.мЗ
Приемистость (по МЭР), мЗ/сут
" -Обеоднетость (по МЭР), % (вес)
Рис. 9. Анализ работы добывающих скважин, расположенных по простиранию слоистости, относительно нагнетательных пласта Х-8
Выявлено, что у нагнетательных скважин работают лишь высокопроницаемые пропластки небольшой мощности
(работающие мощности при вытеснении составляют порядка 30-40%), по ним в дальнейшем и происходит опережающее обводнение, в то время как менее проницаемые интервалы не эксплуатируются.
Гидроразрывы пласта, проведенные по добывающим скважинам, восстанавливают добычу, приобщая невыработанные зоны низкопроницаемых пропластков лишь на короткий период, в дальнейшем происходит обводнение от нагнетательных скважин, расположенных по простиранию слоистости
по высокопроницаемым пропласткам. В то же время по скважинам № 1725, 1721, 1727 показатель накопленной добычи нефти достиг 207-259 тыс. т. Высокие отборы нефти в данных скважинах (207-259 тыс. т), по сравнению со скважинами № 1720 и 1829, накопленная добыча по которым составила 22-25 тыс. т, обусловлены ориентировкой падения пластовой слоистости коллектора в восточном и западном направлениях, что с учетом его макронеоднородности -изменения коллекторских свойств по разрезу пласта - обеспечивает поршневое вытеснение нефти как из низко-, так и высокопроницаемых прослоев (см. рис. 10).
Скв. № 1721
^ 1991 ов ¡иг М 1995
Скв. № 1725
1Я5Н8 ^вГ^вВШвгЧШЦ?
|Ц0
90 £
ВО *
Ж
14) --
40 |
40
а? |
го
10 5
0
I 1591 ли !№ М 1МБ
Скв. № 1727
Рис. 10. Анализ работы добывающих скважин, расположенных по падению слоистости, относительно нагнетательных пласта Х-8
Авторами установлено, что
стандартное радиальное моделирование распространения фронта закачиваемой воды в макронеоднородных коллекторах с упорядоченной слоистостью пласта Х-8 не позволяет выявить остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ), «зажатые» рядом и между нагнетательными скважинами. Авторами были проведены ряд оптимизаций в методике по подбору геолого-технический
мероприятий для эффективной разработки пласта Х-8, учитывающих совокупность
типов фильтрационно-емкостной
неоднородности, текущего состояния разработки и анализа процесса эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин. Гидродинамическая модель была адаптирована путем добавления модуля АвтоГРП по нагнетательным скважинам, за счет чего удалось изменить направление движения фронта нагнетаемой воды и выделить районы с низкой выработкой, а также промытые части пласта (рис. 11), что позволило более детально оценить участки для бурения новых скважин.
5 при радиальном моделировании
Рис. 11. Сравнение результатов радиального моделирования (слева) с результатами моделирования комплексного подхода оценки ОИЗ (справа) в макронеоднородных песчаных коллекторах с упорядоченной слоистостью пласта Х-8
Данный модуль является важным элементом в построении карты остаточных нефтенасыщенных толщин в коллекторах с упорядоченной косой слоистостью, так как с помощью параметров геометрии трещин ГРП позволяет учитывать отбор запасов и закачку по заданному направлению. Влияние этих факторов дает возможность более точно определить наличие остаточных запасов в межскважинном пространстве, а также оценить риски прорыва фронта нагнетаемой воды по расположению добывающей скважины относительно нагнетательных [8].
Горизонтальная скважина № 1561 была запланирована в 2015 г. в центральной части
бара пласта Х-8 на основании остаточных извлекаемых запасов, 32,4 тыс. т с ожидаемым запускным дебитом жидкости 105 м3/сут, дебитом нефти 55 т/сут. Фактический дебит нефти составил 17 т/сут, обводненность 90%. Недостижение ожидаемых параметров по скважине связано с отсутствием в модели особенностей фильтрационно-емкостной неоднородности макронеоднород-ного песчаного коллектора с упорядоченной слоистостью пласта Х-8. Район бурения скважины оказался «промыт» скважиной № 1559, переведенной под закачку в 2005 г. и расположенной по простиранию слоистости относительно скважины № 1561 (рис. 12).
313 1559 [ЭвТУР!
Скв. № 1559
ыо <114 100 (Ж 13.07
! г::
о № " « о 3 он
— — _ аВВ
о о
Скв. № 1561
Рис. 12. Пример бурения добывающей скважины по простиранию слоистости относительно нагнетательной скважины пласта Х-8
В то же время, скважины, пробуренные по падению слоистости относительно нагнетательных скважин, показывают высокую эффективность по сравнению со скважинами, пробуренными
по простиранию слоистости. Скважина № 1749, пробуренная в 2018 г., в 250 метрах от нагнетательной скважины № 1739 с накопленной закачкой 2 млн м3 воды, была запущена с обводненностью 45%, дебитом нефти 65 т/сут (рис. 13).
Эффективность планируемых
при разработке геолого-технических мероприятий (бурение новых
скважин) во многом зависит
от фациальной принадлежности
терригенного коллектора, которая
в свою очередь предопределяет его макрослоистую, слоистую и микрослоистую неоднородности. При правильной организации этих
мероприятий, учитывающих комплекс фильтрационно-емкостной неоднородностей разрабатываемого коллектора, его эксплуатационные характеристики будут улучшаться, а при неправильной -ухудшаться. Поэтому, разработка данного типа коллектора
должна осуществляться с учетом комплексной оценки фильтрационно-емкостной матрицы коллектора,
а степень влияния каждого ее типа на эксплуатационные характеристики должна быть обоснована модельными построениями.
Рис. 13. Пример бурения добывающей скважины по падению слоистости относительно нагнетательной скважины пласта Х-8
Таким образом, локализацией ОИЗ, «зажатых» между или рядом с нагнетательными скважинами пласта Х-8, выявлено дополнительно порядка 8 млн т нефти. С 2017 по 2022 гг. 140 скважин, пробуренных рядом или между нагнетательными скважинами (рис. 14), по падению слоистости по сравнению с другими
зонами бурения при равных значениях кЬ (уплотняющее бурение без нагнетательных скважин, бурение в краевые части бара) характеризуются наибольшим запускным дебитом, наименьшими темпами падения, наибольшей накопленной добычей, наибольшим коэффициентом извлечения нефти (рис. 15).
Скв. № 2314
Рис. 14. Пробуренные боковые стволы за период 2017-2022 гг. на пласт Х-8
0 15 3 -15 6
Меслпы
—^У^ОТияЩИСТ буртнмсбтз П^Д ЦЯИИГ кт ^^УТппстпчдцтс (ургнн* *^1кдуГ|ГЩ
в
Рис. 15. Анализ результатов бурения новых скважин по зонам бурения: а - распределение среднего стартового дебита нефти; б - распределение накопленной добычи; в - графики темпов падения дебитов нефти
Выводы
1. Таким образом, предлагаемые элементы комплексного подхода к исследованию низкопроницаемых макронеоднородных коллекторов с упорядоченной слоистой текстурой позволит выявлять зоны остаточных извлекаемых запасов, «защемленных» рядом и между нагнетательными скважинами.
2. Локализацию невыработанных запасов нефти следует рассматривать как процесс выявления непрерывно
адаптируемых ресурсов. Адаптация гидродинамической модели с учетом фильтрационно-емкостных неоднородностей коллектора способствует формированию нестандартных схем разработки залежей нефти, повышающих эффективность их эксплуатации.
3. Фациальный анализ пласта Х-8 обеспечивает качественно новый уровень функциональной связи гидродинамической модели и технологической системы нефтяного промысла.
Литература
1. Грачев С.И., Стрекалов А.В., Самойлов А.С. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2016. 204 с.
2. Курников А.Р., Бородкин В.Н. Характеристика геологического строения и нефтегазоносности неокомского нефтегазового комплекса Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2016. 201 с.
3. Чжан Цян, Рыкус М.В. О влиянии геологической неоднородности устьевого бара на гидродинамику коллектора месторождения Красный лес (КНР) // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. № 1. С. 33-46. https://doi.org/10.17122/ogbus-2015-1-33-46
4. Белозёров В.Б. Влияние фациальной неоднородности терригенных коллекторов на разработку залежей углеводородов // Известия Томского политехнического университета. 2011. Т. 319, № 1. С. 123-130.
5. Белозёров В.Б. Использование косой слоистости терригенных резервуаров в процессах разработки залежей нефти и газа // Известия Томского политехнического университета. 2002. Т. 305, Вып. 8. С. 16-22.
6. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. пособие: В 2 ч. Ч. 1. Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2009. 240 с.
7. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.
8. Ситников А.Н., Асмандияров Р.Н., Пустовских А.А. и др. Формирование программ геолого-технических мероприятий с помощью цифровой информационной системы «Подбор ГТМ» // PROнефть. Профессионально о нефти. 2017. № 2(4). С. 39-46.
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2022-39.art8
UDC 622.276
The influence of porosity and permeability heterogeneity of low permeable reservoirs on the localization of oil reserves in the late stage of development
T.K. Apasov1, S.I. Grachev1, A.G. Kudiiarov2*
1 - Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
2 - Gazpromneft-Noyabrskneftegaz LLC, Noyabrsk, Russia E-mail: *[email protected]
Abstract. The process of localization of oil reserves of low permeable highly heterogeneous clastic reservoirs with ordered layered structure of the X-8 reservoir X-8 of the Y field was studied. As a result of the study of depositional environments and facies of the sandstones of the reservoir, regional stress, current state of the field development and the analysis of the operation process of injection and production wells, undeveloped reserve zones for infill drilling of new wells and sidetracks between rows of injection wells were identified. The authors justify the accounting of this set of factors in the construction of the hydrodynamic model of a highly heterogeneous reservoir and in the control of its development.
Keywords: facies, heterogeneity, evaluation of petroleum reserves between injection wells, lamination, texture, anisotropy, regional stress.
Citation: Apasov T.K., Grachev S.I., Kudiiarov A.G. The influence of porosity and permeability heterogeneity of low permeable reservoirs on the localization of oil reserves in the late stage of development // Actual Problems of Oil and Gas. 2022. Iss. 4(39). P. 103-116. https://doi.org/ 10.29222/ipng.2078-5712.2022-39.art8 (In Russ.).
References
1. Grachev S.I., Strekalov A.B., Samoilov A.S. Improving the efficiency of oil field development by drilling of horizontal wells. Tyumen: Industrial University of Tyumen, 2016. 204 p. (In Russ.).
2. Kurchikov A.R., Borodkin V.N. Characteristics of the geological structure and oil and gas potential of the Neocomian oil and gas complex of Western Siberia. Novosibirsk: Siberian Branch of the RAS, 2016. 201 p. (In Russ.).
3. Zhang Qiang, Rykus M. V. About the influence of geological heterogeneity of mouth bar on the hydrodynamics of the reservoir rock of Red Forest field (China) // Electronic Scientific Journal Oil and Gas Business. 2015. No. 1. P. 33-46. https://doi.org/10.17122/ogbus-2015-1-33-46 (In Russ.).
4. Belozerov V.B. Influence of facial heterogeneity of clastic reservoirs on oil field development // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. 2011. Vol. 319, No. 1. P. 123-130. (In Russ.).
5. Belozerov V B. The use of cross lamination of terrigenous reservoirs in the development of oil and gas deposits // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. 2002. Vol. 305, Iss. 8. P. 16-22. (In Russ.).
6. Telkov A.P., Grachev S.I. Formation hydromechanics in relation to applied problems of oil and gas field development: Textbook: In 2 parts. Part 1. Tyumen: Tyumen State Oil and Gas University, 2009. 240 p. (In Russ.).
7. Muromtsev V.S. Electrometric geology of sandbodies. Leningrad: Nedra, 1984. 260 p. (In Russ.).
8. Sitnikov A.N., Asmandiyarov R.N., Pustovskikh A.A. et al. Preparation of well intervention programs using the Podbor GTM digital information system // PROneft. Professionals About Oil. 2017. No. 2(4). P. 39-46. (In Russ.).
© 2022. T.K. Apasov, S.I. Grachev, A.G. Kudiiarov 116
This is an open access article under the Creative Commons Attribution 4.0 International License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
