Нестандартные подходы к локализации и разработке остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождениях поздней стадии разработки

"Научный аспект №6-2024" - Геология

УДК 622.276

Кудияров Александр Георгиевич – аспирант кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского индустриального университета.

Аннотация: Изучен процесс локализации остаточных извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых, макронеоднородных песчаных коллекторах с различными типами слоистости. В результате исследования регионального стресса, принадлежности песчаников фильтрационно-емкостной матрице коллектора, текущего состояния разработки месторождения, а также анализа эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин выявлены зоны невыработанных запасов для уплотняющего бурения новых скважин и боковых стволов.

Ключевые слова: фация, неоднородность, локализация запасов нефти, слоистость, текстура, анизотропия, высоконеоднородный и низкопроницаемый коллектор.

На сегодняшний день в проектных документах используют средние значения коэффициента продуктивности и коэффициента неоднородности, вычисленные для залежи в целом. При значительном различии геолого-физических параметров отдельных участков их выделяют в виде геометрических правильных зон. Несомненно, что это не соответствует фактическому строению залежи нефти, т.к. процесс аккумуляции флюидов на разных участках определялись границей действия различных совокупностей факторов [1].

В ходе данной работы был проведен анализ фильтрационно-емкостных неоднородностей низкопроницаемых коллекторов на примере месторождений с позиции условий их образования. Учитывая типы косослоистых текстур и особенности их пространственного развития в различных обстановках осадконакопления, все множество фаций по морфологии слоистой неоднородности песчаников можно разделить на две больших группы – фации с упорядоченной и хаотичной слоистостью (рисунок 1). Для первой группы, куда отнесена слоистость волновой ряби и ряби течений, свойственна хорошая выдержанность прослоев в одном направлении и частое их чередование в перпендикулярном [2]. Для хаотичнослоистых коллекторов, для которых характерна луноподобная, волнистая и лингоидная рябь, выдержанность прослоев в каком-либо направлении отсутствует, и работает лишь призабойная зона пласта, а также продвижение фронта закачки воды к добывающим скважинам затруднено.

Рисунок 1. Характеристика притока нефти в песчаниках с различным типом слоистости.

Первый объект исследования - пласт X-8 формировался в мелководно-морских условиях осадконакопления, для которых характерна резкая изменчивость пород, как по площади, так и по разрезу [3]. В соответствии с седиментационной моделью, формирование баровой постройки происходило в результате последовательного бокового наращивания песчаного тела в несколько трансгрессионно-регрессионных циклов. Волны, движущиеся в направлении движения ветра, под углом врезались в пляж, и перемещались вниз вдоль пляжа. Электрометрические характеристики пласта свидетельствуют о преобладании в его составе баровых осадков (вдольбереговых регрессивных баров). К ним, в первую очередь, относится горизонтальная кровельная линия, характерная для регрессивных баров; прямая или волнистая боковая линия, реже пересеченная, свидетельствующая об однородности литологического состава отложений; наклонная или расчлененная подошвенная линия, характерная для песчаных тел прибрежно-морского генезиса [4]. Вдольбереговые баровые песчаники пласта X-8, имеющие слоистость волновой ряби и ряби течений, относятся к коллекторам с упорядоченной слоистой неоднородностью. Им свойственна хорошая выдержанность прослоев в одном направлении и частое их чередование в перпендикулярном. В известных проектных документах принято, что движение углеводородов вдоль простирания слоистости будет проходить значительно быстрее, чем поперек.

На основе известного системного анализа [5] выполнено исследования особенностей эксплуатации пласта X-8 (рисунок 1). Установлено, что среднегодовая накопленная добыча нефти при равных значениях произведения проницаемости пласта К и его эффективной толщины h в баровых песчаниках, имеющих упорядоченно-слоистую текстуру, значительно выше, чем в коллекторах с хаотичной слоистостью (фация промоин разрывных течений), имеющие волнистую слоистость, у которых выдержанность прослоев в каком-либо направлении отсутствует. Выявлено, что в баровых песчаниках осуществляется постоянный приток углеводородов в скважину из дальней зоны коллектора вдоль простирания слоистости (рисунок 1).

Упорядоченную слоистость необходимо учитывать при реализации системы расположения нагнетательных и добывающих скважин. Происходит опережающее обводнение добывающих скважин при формировании фронта нагнетания по простиранию слоистости относительно добывающих скважин и расположении фронта нагнетания по падению слоистости. Происходит интенсивное продвижение ограниченных объёмов вытесняемой нефти по относительно малой зоне высокопроницаемого пласта, где происходит прорыв воды в добывающую скважину. При формировании фронта закачки по падению слоистости вытеснение нефти происходит последовательно как из хорошо, так и слабопроницаемых прослоев (рисунок 1). Это связано с фильтрационно-емкостной макронеоднородностью, в связи с изменением гранулометрического состава по разрезу пласта. Для трансгрессивных и регрессивных баровых песчаников, имеющих колоколовидную и воронкообразную формы диаграммы потенциалов собственной поляризации, эти различия выражаются в направленном изменении гранулометрии, содержании цемента и, как следствие, пористости и проницаемости по разрезу от подошвы к кровле пласта. Таким образом, в макронеоднородных коллекторах с упорядоченной слоистостью, проницаемость вдоль простирания слоистости выше, чем в направлении падения слоёв, в то время как коэффициент вытеснения нефти более значителен при формировании фронта закачки по падению слоистости, чем перпендикулярно (рисунок 1).

С целью выявления влияния слоистой неоднородности и макронеоднородности на коэффициенты нефтеотдачи по различным направлениям в упорядоченно-слоистом, макронеоднородном песчанике выполнен анализ системы разработки пласта X-8. Быстрому обводнению нефтяных скважин, расположенных вдоль простирания слоистости относительно нагнетательных скважин (таблица 1), способствует региональный стресс, в азимутальном направлении с 350 - 20 градусов. 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 добывающим скважинам, расположенным по падению слоистости относительно нагнетательных, показатель накопленной добычи нефти достиг 207-259 тыс. т. Высокие отборы нефти в данных скважинах (207-259 тыс. т), по сравнению с добывающими скважинами, находящимися относительно нагнетательных по простиранию слоистости, накопленная добыча по которым составила 22-25 тыс. т. (таблица 2), обусловлены ориентировкой падения пластовой слоистости коллектора в восточном и западном направлениях, что с учётом его макронеоднородности (изменение коллекторских свойств по разрезу пласта) обеспечивает поршневое вытеснение нефти как из низко-, так и высокопроницаемых прослоев.

Таблица 1. Влияние неоднородности на систему расположения нагнетательных и добывающих скважин в песчаниках с упорядоченной слоистостью.

В результате исследования было установлено, что стандартное радиальное моделирование распространения фронта закачиваемой воды в низкопроницаемых макронеоднородных коллекторах с упорядоченной слоистостью не позволяет (рисунок 2) выявить ОИЗ «зажатые» рядом и между нагнетательными скважинами. Локализацией ОИЗ «зажатых» между или рядом с нагнетательными скважинами пласта X-8 выявлено дополнительно порядка 8 млн. тонн нефти. Скважины, пробуренные рядом или между нагнетательными скважинами, по падению слоистости по сравнению с другими зонами бурения при равных значениях kh (уплотняюще бурение без нагнетательных скважин, бурение в краевые части бара) характеризуются наибольшим запускным дебитом, наименьшими темпами падения, наибольшей накопленной добычей, наибольшим коэффициентом извлечения нефти (таблица 2).

Рисунок 2. Сравнение радиального моделирования (а) с предлагаемым элементом комплексного подхода оценки ОИЗ (б) в макронеоднородных песчаниках с упорядоченной слоистостью.

Таблица 2. Анализ результатов эксплуатации добывающих скважин, расположенных между нагнетательными скважинами в макронеоднородном коллекторе с упорядоченной слоистостью.

Второй объект исследования – пласт Х-16, представленный песчано-глинистыми отложениями глубоководного генезиса. Данному пласту характерна слоистая фильтрационно-емкостная неоднородность, которая связана 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 при ее разработке [2]. 

На сегодняшний день разработка данного пласта осуществляется при помощи горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта. Эти отложения часто характеризуются низкими коэффициентами извлечения нефти, варьирующимися в диапазоне от 5 до 14% [6]. Анализируя разработку данных залежей на режиме истощения, наблюдается резкое снижение темпов добычи нефти уже спустя 1 год, и учитывая низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), данное снижение связано с малым радиусом дренирования, а также с падением пластового давления в области дренирования пласта [7]. Данную проблему пытались решить путем создания системы поддержания пластового давления (ППД) при помощи нагнетания воды, но никакой положительной динамики на добывающих скважины зарегистрировать не удалось. Это связано с тем, что в песчаниках с хаотичной слоистостью работает лишь призабойная зона пласта и продвижение фронта закачки к добывающим скважинам затруднено [8,9].

Для дальнейшего анализа причин низкой эффективности разработки пласта Х-16 была построена гидродинамическая модель пласта. Адаптировав модель на текущее состояние разработки удалось сделать следующее наблюдение: значительное изменение нефтенасыщенности в кровельной части пласта сильно изменилось с момента начала разработки пласта, чего нельзя заметить в подошвенной части пласта (рисунок 3).

Рисунок 3. Изменение нефтенасыщенности в а) кровельной и б) подошвенной частях пласта.

Несмотря на тот факт, что в основном горизонтальные скважины бурятся под кровлю пласта, на них проводится многотоннажный многостадийный гидроразрыв пласта с целью приобщения всей мощности пласта. Однако, согласно авторской гидродинамической модели, дренирование запасов в основном происходит в околотрещинном пространстве в кровельной части пласта, что свидетельствует о том, что подошвенная часть пласта крайне слабо задействована в разработку. Проведя анализ причин низкой выработки запасов, была сформирована идея разработки низкопродуктивных коллекторов при помощи трехмерной сетки скважин, для вовлечения запасов, как в кровельной части пласта, так и в подошвенной.

С учетом влияния рассматриваемой совокупности фильтрационно-емкостных неоднородностей коллектора на эффективность разработки залежей нефти и анализа текущего состояния разработки, авторами был разработан комплексный метод по локализации остаточных извлекаемых запасов, «зажатых» между нагнетательными скважинами для коллекторов с упорядоченной слоистостью [10], и невыработанных запасов в подошвенных зонах песчаников с хаотичной текстурой большой мощности, а также их вовлечению в разработку при помощи бурения ЗБС и новых скважин. На примерах месторождений показано влияние рассматриваемой совокупности фильтрационно-емкостных неоднородностей коллектора на эффективность разработки залежей нефти и газа. Таким образом предлагаемые элементы комплексного подхода исследования низкопроницаемых макронеоднородных коллекторов с различными типами слоистой текстуры позволило выявить дополнительно порядка 20 млн. тонн нефти, эффективно их разрабатывать и достигнуть утвержденный КИН.

Список литературы

1. Грачев С.И. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / С.И. Грачев. - Тюмень: ТИУ, 2016, 204с.
2. Белозёров В. Б. Влияние фациальной неоднородности терригенных коллекторов на разработку залежей углеводородов / В. Б. Белозеров // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. - 2011. - Т. 319, №1: Науки о Земле, 123-130c.
3. Концептуальная модель геологического строения месторождений Западной Сибири. НАД ОАО «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть НТЦ». - Санкт-Петербург, 2012.
4. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа / В. С. Муромцев. - Л.: Недра, 1984. - 260 с.
5. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. В 2ч. Ч.1-Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 240 с.
6. Минич А.А., Тимиргалин А.А., Буторина М.Г., Ошмарин Р.А. Технологии как ключ к освоению запасов ачимовской толщи./ Нефтяное хозяйство, 2018 – 32 с.
7. Joslin, S.G. Ghedan, A.M. Abraham, V. Pathak – EOR in Tight reservoirs, technical and economical feasibility/ SPE-185037-MS, 2017. – 2 с.
8. Белозёров В. Б. Использование косой слоистости терригенных резервуаров в процессах разработки залежей нефти и газа / В. Б. Белозеров // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. - 2002. - Т. 305, вып. 8: Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. - С. 16-22.
9. Белозёров В. Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений / В. Б. Белозёров // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. - 2011. - Т. 319, № 1: Науки о Земле. - С. 116-123.
10. Кудияров А.Г., Гайфуллин А.Р. Системный подход к локализации остаточных извлекаемых запасов в низкопроницаемых баровых песчаниках // Достижения, проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли: Мат. IV Междунар. научно-практ. конф. - Альметьевск: Изд-во АГНИ, 2019. – 57-62 с.