Full Text

Общие сведения об объекте исследования Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения является одной из крупнейших в Тимано-Печерской провинции, в том числе и в России. Уникальность геологических запасов обусловливает постоянный и неугасающий интерес к ней. Несмотря на накопленный за годы эксплуатации материал, до сих пор остаются актуальными такие вопросы, как уточнение структурно-тектонической модели и детализация строения залежи, необходимые для построения концептуальной геологической модели [1-24]. Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения расположена на глубине 1100-1400 м, сложена карбонатными породами, характеризуются высокой неоднородностью разреза и анизотропией коллекторских параметров в вертикальном и горизонтальных направлениях. В разрезе залежи с этажом нефтеносности до 350 м выделено десять продуктивных пачек, которые объединены в три эксплуатационных объекта - нижний, средний, верхний. Основные запасы (около 90 %) содержатся в верхнем и среднем объектах. Залежь содержит нефть с диапазоном значений вязкости от 344 до 2024 мПа·с с низким газовым фактором 22-30 м3/т и давлением насыщения 7,6 МПа. Начальное пластовое давление 14,3 МПа, начальная температура пласта 20-25 °С. В результате проведенных ранее исследований геологического строения пласта установлено, что на Усинской площади продуктивные карбонатные отложения каменноугольно-пермского возраста характеризуются крайне сложным геологическим строением и изменчивыми фильтрационно-емкостными свойствами [1, 25-45]. Литолого-фациальный анализ Для построения в последующем концептуальной геологической модели залежи проведен литолого-фациальный анализ, в рамках которого выполнена литотипизация исследуемых отложений. Изучен вещественный состав породы, выбрана структурно-генетическая классификация карбонатных пород по Р.Х. Данему с дополнениями Эмбри и Кловена (по преобладанию в известняке структурных компонентов, типу цементирующего вещества, а также их взаимоотношению в породе). По результатам анализа вещественного состава породы и структурных параметров выделено девять литотипов пород: мадстоун, вакстоун, пакстоун, грейнстоун, баундстоун, флаутстоун, рудстоун, кристаллический карбонат (доломит), глинисто-карбонатно-кремнистая порода. По полученным результатам литологических типов пород и данным сейсморазведки в разрезе среднекаменноугольно-нижнепермских отложений выделены три основные фациальные зоны (рис. 1): - карбонатная отмель (зона внутреннего рампа); - органогенная постройка (зона среднего рампа); - мелководно-шельфовая равнина (зона среднего рампа, частично зона внешнего рампа). Дополнительно можно выделить такую фацию, как умеренно-глубоководная шельфовая равнина (зона внешнего рампа). Для каждой фациальной зоны исследуемых продуктивных отложений на основе литолого-петрофизических исследований, прогнозных карт значений коэффициента пористости построены зависимости проницаемости от пористости (рис. 2). На основе построенных аппроксимирующих кривых по фациальным зонам, полученным по результатам петрофизических исследований керна, можно определить фильтрационно-емкостные характеристики для каждой из зон (табл. 1). Комплексный анализ распределения проницаемости от пористости с принадлежностью к различным фациальным зонам позволил установить два основных факта: 1. Емкостные параметры в исследуемых продуктивных отложениях обусловлены структурно-текстурными особенностями отложений, что, в свою очередь, безусловно, связано с фациальными условиями осадконакопления. 2. Емкостные параметры вне зависимости от фациальной приуроченности сильно зависят от постседиментационных процессов. Рис. 1. Наиболее характерное распределение (%) литотипов в скважине для различных фациальных зон: а - фациальная зона карбонатной отмели (зона внутреннего рампа); б - фациальная зона органогенных построек (зона среднего рампа); в - фациальная зона мелководно-шельфовой равнины (зона среднего рампа, частично зона внешнего рампа) Рис. 2. Зависимость коэффициента проницаемости от пористости: а - фация органогенных построек; б - фация карбонатных отмелей; в - фация мелководных шельфовых равнин Таблица 1 Распределение фильтрационно-емкостных характеристик Фация Проницаемость, 10-3 мкм2 Пористость, % Остаточная водонасыщенность, доли ед. Остаточная нефтенасыщенность, доли ед. Коэффициент вытеснения, доли ед. Органогенных построек 155,3 0,01-12573 7,53 0,37-27,83 0,110 0,593 0,406 Карбонатных отмелей 10,01 0,01-300,5 4,50 0,98-21,89 0,165 0,656 0,316 Мелководных шельфовых равнин 12,30 0,01-48,62 7,17 1,25-17,59 0,169 0,636 0,239 В зонах предполагаемого развития отложений фации рифового мелководья и фации карбонатных отмелей значения пористости меняются в широких пределах. Для них характерно мозаичное распределение областей с улучшенными и ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, что указывает на большую неоднородность этих отложений, а также различное влияние постседиментационных преобразований. Что касается зон развития отложений мелководно-шельфовых равнин, то они, как правило, характеризуются невысокими емкостными характеристиками, по всей видимости, обусловленными наличием в этих отложениях глинистой составляющей [6]. Таким образом, проведенный анализ показал, насколько сильны отличия по площади в макро- и микронеоднородности пород, вскрытых в скважинах, приуроченных к разнофациальным зонам, которые, в свою очередь, играют существенную роль в эффективности реализуемой системы разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Коэффициент вытеснения нефти водой и относительные фазовые проницаемости являются одной из главных фильтрационных характеристик коллекторов, служащей основой для гидродинамических расчетов технологических показателей разработки [12, 28]. Рис. 3. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от пористости для фации органогенных построек, карбонатных отмелей и мелководных шельфовых равнин при температурах 23°, 50° и 80 °С Рис. 4. Сопоставление каротажной диаграммы, профиля приемистости и профиля термометрии по скважине Рассчитан средний эффект изменения коэффициента вытеснения при повышении температуры проведения эксперимента и получена универсальная зависимость (рис. 3): Kвыт = 0,0419·Log(Kpr) + 0,0029·t + + 0,0059·Log(Kpr)2 + 0,0006·Log(Kpr)·t - - 9,278E - 6·t2 - 0,0557; R2 = 0,90; Fp/Ft = 512/1,54; p < 0,00001, где Kpr - коэффициент проницаемости; t - время. Известно, что при нагреве пласта все процессы нефтеизвлечения протекают более интенсивно. При повышении температуры существенно интенсифицируется процесс истощения пласта из-за снижения вязкости нефти, расширения пластовых жидкостей и уменьшения коэффициента растворимости газа [10]. Материалы геофизических исследований скважин на приток жидкости, термограммы указывают на работу макропористых интервалов. В качестве примера на рис. 4 приведены профили приемистости и термометрии по добывающей скважине, в которой вскрыты 8-я, 9-я пачки. Во вскрытом скважиной разрезе обнаружены фации: мелководно-шельфовая равнина, карбонатные отмели и органогенные постройки. В марте-апреле 2019 г. выполнена пароциклическая обработка (ПЦО). По данным термометрии выявлена температурная аномалия в интервале 1295,0-1300,0 м (с максимальной температурой 327,2 °С), ранее отмеченная по профилю приемистости как непринимающем. Именно на этой глубине по материалам отчета «Литолого-петрографические и петрофизические исследования керна по скважине Усинского месторождения» располагается один из самых высокопроницаемых интервалов. Анализ производительности скважин после пароциклической обработки с учетом принадлежности к литолого-фациальной зоне Пароциклические обработки являются одним из наиболее широко применяемых методов разработки высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. В период 2017-2019 гг. на залежи было проведено 537 ПЦО. Общий расход пара составил 4,7 млн т, дополнительная добыча оценивается 1,8 млн т. Паронефтяное отношение в среднем составляет: 2017 - 5,4 т/т; 2018 - 5,9 т/т; 2019 - 8,4 т/т, что характеризует ПЦО как одно из самых эффективных геолого-технических мероприятий, проводимых на залежи. Высокий показатель ПЦО обусловлен, главным образом, ухудшением базовых характеристик обрабатываемых скважин. Основные геолого-промысловые факторы, влияющие на эффективность ПЦО скважин пермокарбоновой залежи, - это степень и механизм обводнения, а также а б в Рис. 5. Темп падения по скважинам, работающим: а - на объект Р1a + S; б - на объект С3k+g; в - на объект С2m Рис. 6. Влияние добычи жидкости и нефти в зависимости от различных объектов разработки и фациальной зональности: а - объект Р1a+S; б - объект С3k+g; в - объект С2m; г - добыча нефти в объекте Р1a+S; д - добыча нефти в объекте С3k+g; е - добыча нефти в объекте С2m; ж - добыча жидкости в объекте Р1a+S; з - добыча жидкости в объекте С3k+g; и - добыча жидкости в объекте С2m продуктивность скважин. С увеличением обводненности и снижением продуктивности эффективность ПЦО скважин снижается [14]. При обводненности менее 25 % ПЦО на не реагирующих на площадную закачку пара скважинах выявлена рентабельность, независимо от их продуктивности. Для скважин обводненностью свыше 25 % эффективность проведения ПЦО зависит от механизма обводнения: для средне- и высокопродуктивных скважин эффективность, как правило, выше, чем для скважин с низкой продуктивностью. На рис. 5 показана производительность скважин после проведения ПЦО с учетом их размещения и принадлежности к той или иной литолого-фациальной зоне. Приведенные статистические данные по производительности скважин после ПЦО наглядно показывают, что биогермные известняки характеризуются высокой продуктивностью по пластам Р1a+S, С3k+g и обеспечивают наибольший дебит нефти. В нижней части разреза (С2m) по биогермной фации добыча нефти ниже, чем по органогенно-детритовым, что, вероятно, обусловлено повышенной трещиноватостью, приводящей к высокой обводненности скважин. Рис. 7. Выделение литолого-фациальных зон (на примере куста 7074/2): а - объект С2m; б - объект С3k+g; в - объект Р1a+S; г - разрез по линии скважин 547-516-2259 Рис. 8. Размещение скважин первоочередного бурения выполнено с учетом концептуальной седиментологической модели Усинского месторождения: а - объект Р1a+S; б - объект С3k+g; в - объект С2m С целью дальнейшего проектирования и разработки пермокарбоновой залежи предложено размещение скважин, проведение первоочередных ПЦО на действующем фонде скважин с учетом полученной информации по фильтрационно-емкостным свойствам фациальных зон. На рис. 6 (а, б, в) показано размещение скважин первоочередного бурения для пластов P1a+S, C3k+g, C2m соответственно. Размещение скважин проведено с тем учетом, что каждый куст эксплуатационного бурения вскрывает фации органогенных построек, обладающих наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами и коэффициентом вытеснения нефти (рис. 7). Заключение Проведенный анализ наглядно показал, насколько сильны отличия в макро- и микронеоднородности скважин, приуроченных к разнофациальным зонам. Условия осадконакопления и постседиментационные процессы определяют фильтрационно-емкостные свойства и обусловливают разные механизмы фильтрации. Основной механизм извлечения нефти из коллекторов высокой проницаемости - гидродинамическое вытеснение, из низкопроницаемых коллекторов - упругое расширение пластовых жидкостей и капиллярная пропитка. Размещение скважин первоочередного бурения выполнено с учетом концептуальной седиментологической модели Усинского месторождения с тем учетом, что каждый куст эксплуатационного бурения вскрывает фации органогенных построек, обладающих наилучшими ФЕС и коэффициентом вытеснения нефти (рис. 8). В целях повышения эффективности разработки пермокарбоновой залежи и обеспечения достижения проектного уровня нефтеотдачи необходимо учесть литолого-фациальную зональность данной залежи.

About the authors

Anastasia Yu. Ageeva

Author for correspondence.
Email: anastasiya.ageeva@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

1st category Engineer

Ivan S. Putilov

Email: anastasiya.ageeva@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Doctor of Engineering, Deputy Director of the Branch for Scientific Work in the Field of Geology

References

Statistics

Views

Abstract - 253

PDF (Russian) - 199

PDF (English) - 66

Refbacks

• There are currently no refbacks.