Full Text

Введение Длительность жизненного цикла и медленная динамика процессов разработки месторождений и вызываемые необратимые техногенные воздействия на геологическую среду определяют важность применения системного анализа при принятии решений прикладных задач эксплуатации и мониторинга освоения месторождений углеводородного сырья. Признанные научным сообществом достижения академика РАН А.Э. Конторовича доказали эффективность использования системного подхода, охватывающего последовательно развитие фундаментальных наук о Земле до использования полученных результатов для решения конкретных задач в рамках прикладных исследований процесса разработки и внедрения технологий. Это подтверждают результаты исследований последователей и учеников научной школы А.Э. Конторовича [1-5] при решении проблем освоения запасов нефти и газа Западной Сибири [3, 5] и разработки, адаптации и внедрения новых технологий добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья [4, 6, 7]. Известно, что тенденцию добычи нефти Западной Сибири на ближайшие десятилетия будет определять эффективная разработка трудноизвлекаемых запасов в верхнеюрском и среднеюрском комплексах, доля которых превышает 30 % в общей структуре запасов нефтегазоносной провинции [4]. В условиях продуктивных низкопроницаемых пластов, характеризующихся отсутствием фронтальной составляющей процесса равномерного вытеснения нефти водой, основой нефтеизвлечения является капиллярная подпитка разветвленной системы трещин. Научный и практический интерес представляет изучение геометрии техногенных трещин, образовавшихся при эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, закономерности их пространственного размещения, а также связи между трещинообразованием и технологическими показателями разработки нефтяного месторождения. Оценка причин, определяющих пространственное расположение техногенных трещин, и геолого-технологические условия, определяющие направление их приоритетного развития, позволит организовать системы поддержания пластового давления (ППД). Учет сформированной пространственно неоднородной зоны дренирования создает благоприятную основу для повышения рентабельного периода эксплуатации скважин и коэффициента нефтеизвлечения. Техногенная зона дренирования продуктивного пласта В проектно-технологических документах разработки месторождений [8] обосновано применение плотных сеток скважин и избирательное заводнение. На первом этапе были введены в разработку продуктивные пласты и участки, имеющие лучшие коллекторские свойства. В отложениях тюменской свиты сформирована очагово-избирательная система заводнения с плотностью сетки 16 га/скв. Анализом результатов разработки за одинаковый период времени выявлено существенное различие в эффективности выработки запасов нефти на месторождениях (рис. 1). При интерпретации результатов 250 гидродинамических исследований (ГДИ) с применением на месторождениях 2 и 3 выявлены коллекторы с двойной средой, которые не были установлены в начале разработки [8]. Процесс фильтрации флюида описывается моделью Баренблатта - Уоррена - Рута (см. рис. 1). Наличие двойной а б в г д Рис. 1. Показатели разработки объектов исследования: а, б - показатели разработки; в - диагностический график КВД, характерный для скважин месторождения 1; г - диагностический график КВД, характерный для коллектора с двойной средой на скважинах месторождения 2; д - диагностический график КВД, характерный для коллектора с двойной средой на скважинах месторождения 3 проницаемости подтверждено результатами исследований фильтрационно-емкостных свойств керна. На месторождениях 2 и 3 наблюдаются аномальные значения проницаемости образцов керна (~3-5 % определений), что указывает на наличие трещинной составляющей. Установлено, что наличие коллекторов с двойной средой на месторождениях 2 и 3 отрицательно влияет на эффективность технологии заводнения: низкое значение текущего коэффициента извлечения нефти (менее 10 %); высокая обводненность добываемой продукции (более 80 %). а б в г Рис. 2. Интерпретация результатов трассерных исследований: а - роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора от скважины № 802; б - после скоростей движения индикатора от скважины № 802; в - распределение объемов каналов НФС к добывающим скважинам от скважины № 802; г - проницаемость каналов НФС к добывающим скважинам от скважины № 802 Известно, что интерпретацией результатов трассерных исследований устанавливаются наличие или отсутствие гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, выявляется наличие в коллекторе мощных трещинных систем низкого фильтрационного сопротивления (НФС), влекущих непроизводительную фильтрацию нагнетаемой воды [9, 10]. Комплексный анализ результатов индикаторных исследований, геолого-геофизических и промысловых данных по скважинам месторождения Х позволил выявить распределение закачиваемой воды по площади и разрезу продуктивных пластов и охват вытеснением (рис. 2). Выявлено, что причиной высокой обводненности скважин в пределах исследованного участка в районе нагнетательной скважины 802 является наличие каналов НФС, протяженность которых соизмерима с межскважинным пространством залежи. По нашему мнению, исследователей, проводивших и интерпретирующих результаты индикаторных исследований с применением методического руководства СевКавНИПИнефть, выявляемые каналы НФС могут быть весьма малыми по сечению и не оказывать существенного влияния на процесс вытеснения. В связи с этим предлагается проводить системный анализ технологических показателей эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин (обеспечивается поддержание пластового давления заводнением залежи) [11]. Проводится математическая обработка данных динамики приемистости и забойного давления с учетом гидравлического взаимодействия с группой смежных добывающих скважин и предположением, что в нагнетательных скважинах, где рост приемистости сопровождается падением забойного давления, имеет место дестабилизация пластового давления вследствие формирования техногенных длинных трещин, направленных в зону отбора. На рис. 3 представлены результаты динамики приемистости нагнетательной скважины в виде табулированной функции R(t), устьевого давления py(t) и дебитов жидкости добывающих скважин в виде табулированной зависимости Q(t). Применяется принцип отсечения по расстоянию или триангуляционная схема на основании метода Делоне для определения потенциальных линий взаимодействия между нагнетательной с динамикой - R0(t), P0(t) и N добывающими скважинами с динамикой Qi(t). Исследуется динамика забойного давления в опорной нагнетательной скважине p0(t) на основании телеметрии динамики ее приемистости R0(t) и динамик дебитов Qi(t) смежных с ней скважин. Искомая функция p0(t) рассчитывается, исходя из искомых величин проницаемости (или пьезопроводности) по выбранным линиям взаимодействия так, чтобы сумма квадратов отклонений в точках фактических замеров забойного давления P0(t) сводилась к минимуму (1) где суммирование происходит по всем доступным замерам забойного давления в опорной скважине. Известно, что (2) будет корректна только при t > t0. Диапазоны замеров по всем скважинам различны (так как пуск скважин происходит неодновременно), необходимо, чтобы при отсутствии замеров и t < t0, R0(t) = 0, Qi(t) = 0, P0(t) = Pпл, где Pпл - начальное пластовое давление. В (2) имеет место N+1 неизвестных - k0 и ki при i Î[1...N], а их определение относится к задаче нелинейного программирования для поиска минимума функции относительно неизвестных проницаемостей по линиям взаимодействия скважин (3) где j - номер замера забойного давления в опорной скважине; tj - время, соответствующее замеру j; М - количество замеров забойного давления в опорной нагнетательной скважине. Подставим (2) в (3) и получаем, что (4) где Ei - интегрально-показательная функция; ki - проницаемость по линии взаимодействия опорной нагнетательной скважины и смежной с ней скважины i; hi - средняя эффективная толщина пласта в зоне между скважинами, определяемая по результатам геофизических исследований; μ - некоторая осредненная динамическая вязкость фильтрующихся нефти и воды в пластовых условиях; βж - осредненный коэффициент сжимаемости жидкости; βп - коэффициент сжимаемости породы; m - коэффициент открытой пористости; ri - расстояние между забоями опорной скважины и смежными с ней; k0, h0 - проницаемость и толщина пласта в непосредственной близости от забоя опорной нагнетательной скважины; μ0 - динамическая вязкость нагнетаемой воды в пластовых условиях в опорной нагнетательной скважине; rc - приведенный радиус опорной скважины. Метод имеет ограничение, связанное со временем наблюдения, а точнее, с разницей времени изменения режима скважин и времени наблюдения. При малых значениях пьезопроводности и длительном наблюдении при расчете динамики забойного давления прохождение импульсов давления не будет выявляться. Будут присутствовать недопустимо большие погрешности при интервалах разброса величины давления менее 0,2 МПа. Предлагается периодически изменять значение приемистости нагнетательных скважин в пределах 20-40 %. Ряд авторов [12, 13] описывают формирование техногенных трещин, исходя из гипотезы равномерного распределения прочностных свойств пласта и напряженностей скелета, основываясь на условиях расположения пласта. При этом направление трещины определяется наибольшим градиентом пластового давления, превышающим критический градиент разрыва (рис. 4). Форма трещины, скорее всего, будет соответствовать изображению на рис. 4. Отметим, что распределение давления внутри трещины будет неравномерным вследствие непредсказуемости условий фильтрации текучей среды при формировании трещины. Как видно из схем на рис. 4, предполагается возможность одновременного распространения трещин от центра ячейки к периферии (схемы 5-15). При моделировании исследуется два варианта: 1 - разрыв происходит во всех направлениях, где выполняются данные условия; 2 - разрыв происходит в направлении максимального из всех градиентов давления, соответствующих данным условиям. При системном анализе результатов исследования созданного нового гидродинамического симулятора а б Рис. 3. Примеры исходных данных режимов работы нагнетательных и добывающих скважин Ван-Еганского месторождения: а - динамика устьевого давления и приемистости нагнетательной скв. 306; б - динамика дебитов жидкости и нефти скв. 1748 «Немезида 2.0», позволяющего учитывать высокодетализированную нестационарную пространственную фильтрацию многофазных сред в трещинно-поровых коллекторах с выраженной геологической неоднородностью и нелинейными межфазными взаимодействиями [13], было установлено формирование трещин в зонах нагнетания с распространением их в область отбора, которое, в свою очередь, способствует быстрому обводнению добывающих скважин. На рис. 5 показана динамика постепенного развития трещины в зоне воздействия нагнетательной скважины (ЗВС) на пласт. Согласно принятой гипотезе, развитие системы трещин в ЗВС нагнетательных скважин, а также между скважинами зависит от проводимости трещин и градиента разрыва. Чем больше проницаемость трещин и выше градиент разрыва, тем крупнее образовывающиеся трещины. А так как давление в ЗВС в условиях малых значений градиента разрыва и невысоких проницаемостях трещин распределяется практически равномерно, то вблизи нагнетательных скважин создается сеть мелких трещин относительно небольших размеров. Результаты вычислительных экспериментов над моделью гидросистемы продуктивного пласта представлены в табл. 1. Даже при соблюдении баланса отбора и закачки, в призабойных зонах нагнетательных скважин неизбежно возникают трещины. Однако при своевременном запуске таких нагнетательных скважин это не приводит к прорыву воды в добывающие. Согласно результатам вычислительного эксперимента, установлено, что зоны низкого пластового давления образуются на расстоянии менее 300-350 м от забоя нагнетательной скважины, а б в Рис. 4. Процесс формирования техногенных трещин: а - гипотеза формирования техногенного нарушения в элементе пласта; б - форма трещины, близкая к природной; в - возможные комбинации полутрещин в ячейке Рис. 5. Динамика распространения трещины от нагнетательной скважины что и является условием развития трещин при запуске нагнетательных скважин. Поэтому необходимо скорректировать технологию заводнения таким образом, чтобы обеспечить нагнетание воды по сети образующихся трещин без попадания в забои добывающих скважин, которые находятся на концевых трещина сети скважин. Что приведет к кратному увеличению периода рентабельной эксплуатации месторождения (рис. 6). Далее рассмотрим методический подход проектирования разработки (рис. 7), основанный на использовании в качестве элемента организованной системы сети техногенно-сформированных каналов на примере объекта ЮС1. Как обычно, за основу для построения гидродинамической модели принята исходная трехмерная геологическая модель, описывающая продуктивный пласт как коллекторы порового типа и ультранизкой проницаемости. Трещинная составляющая привносится в модель уже на этапе создания и адаптации гидродинамической модели на историю разработки. При этом используются данные дизайнов выполненных ГРП, акустических исследований, а также результаты интерпретации гидродинамических и трассерных исследований. Однако даже идеальная адаптация модели и восстановление трещинной составляющей на определенную дату не решают поставленную задачу воспроизведения динамического преобразования коллектора в виде именно роста и раскрытия трещин ГРП при изменении поля пластовых давлений. Для этого в модель была задана установленная в результате расчетных экспериментов зависимость (рис. 8) изменения проницаемости от пластового давления, имитирующая известные результаты преобразования коллектора в процессе создания забойных давлений, превышающих давления разрыва горной породы. Преимущественное направление развития техногенной трещиноватости, определяющее движение потоков пластовых флюидов, было задано параметром анизотропии по проницаемости в координатах (Х, У) и локальным измельчением сетки в районах нагнетательных скважин. Параметры измельчения сетки подбирались в зависимости от геологического строения объекта, времени расчетов и т.д. Для исследуемого объекта в районах нагнетательных скважин принято измельчение в 10 раз. Использованные подходы позволили создать гидродинамическую модель, в которой не только воспроизведена система трещин на определенную дату, но и заложен механизм, имитирующий результаты развития системы техногенной трещиноватости при изменении динамики пластовых давлений в районах эксплуатационных скважин. Достоверность воспроизведения результатов техногенного преобразования коллектора, помимо адаптации гидродинамической модели на историю разработки, следует подтвердить результатами специальных гидродинамических исследований, позволяющих определить параметры трещин ГРП в нагнетательных скважинах. Ключевой особенностью и отличием от стандартно используемых на практике подходов к моделированию низкопроницаемых объектов является геолого-промысловое обоснование параметров и задание в гидродинамической модели нового элемента - динамической системы техногенных преобразований коллектора. На данной гидродинамической модели были выполнены многовариантные расчеты, которые позволили с большей степенью достоверности оценить технологические показатели и выбрать лучший вариант для разработки исследуемой залежи. Таблица 1 Результаты вычислительных экспериментов над моделью гидросистемы продуктивного пласта № п/п Период времени Элемент исследуемого процесса вытеснения нефти водой Результат 1 1-1,5 года Эксплуатационные скважины на расстоянии менее 800 м от НС (толщина пласта менее 20 м) На расстоянии менее 300-350 м формируется зона низкого пластового давления 2 Следующие 1-1,5 года Запуск НС 1 - образование трещин после пуска НС на расстоянии 200 м в течение 10-100 сут; 2 - развитие трещин в направлении зон с низким давлением через 200-300 сут после пуска НС; 3 - соединение трещин от ДС и НС через 350-500 сут Предлагается корректировка технологии заводнения. 1. Те добывающие скважины, которые оказались на концах сформировавшейся сети трещин, переводить под нагнетание. Причем, чем ближе к трещине находится скважина, тем раньше ее следует перевести. 2. Для обеспечения интенсивности вытеснения предлагается бурение новых или боковых скважин с горизонтальным окончанием, контуры питания которых будут эффективно поддерживаться образованной сетью трещин. 3. Предлагается использовать технологию периодического нагнетания с циклами от 1 до 2 лет Примечание: ДС - добывающая скважина; НС - нагнетательная скважина. Рис. 6. Принципиальная схема проектирования разработки с применением динамического преобразования низкопроницаемого коллектора По результатам технико-экономической оценки предложены: - корректировка режима эксплуатации нагнетательных скважин; - увеличение протяженности горизонтальных стволов; - увеличение количества стадий ГРП.; - сближение зон закачки и отбора; - организация рядной системы разработки. По предложенному наилучшему варианту прирост накопленной добычи нефти составит более 1,5 млн т или 17 %. Результаты практической апробации метода позволили сделать вывод, что область его применение следует расширить. Дизъюнктивные нарушения на нефтяных месторождениях Однако эффективное применение предлагаемого методического подхода осложняется (по сравнению с моделью) более значительной неоднородностью залежей углеводородного сырья и наличием дизъюнктивных нарушений различного ранга на нефтяных месторождениях. Особенности их фильтрационной структуры оказывают влияние на процесс разработки с применением заводнения [14]. Подходы к изучению сложнопостроенных объектов разработки нестандартны и многовариантны. Среди других природных факторов, осложняющих моделирование и разработку таких объектов, выделяются следующие: - низкие значения коэффициентов проницаемости матрицы; - присутствие сети трещинных систем; - очень высокая фильтрационная неоднородность; - сложная геометрия пластовых систем. История формирования таких продуктивных объектов не исключает наличие комбинаций вышеперечисленных факторов, что может быть следствием выраженной разломной тектоники. Отличительная особенность таких объектов - аномальность фильтрационно-емкостных свойств трещинно-поровых коллекторов с так называемыми ≪быстрыми≫ или проводящими и ≪питающими≫ низкопроницаемыми блоками. Особенностью таких залежей является то, что все перечисленные осложняющие факторы негативно в той или иной степени влияют на эффективность их разработки. Обычно моделирование трещиноватых коллекторов проводят, представляя их моделью сплошной среды, с различными версиями использования «двойной» пористости [15]. Но такие подходы реализуются в основном для проектирования долгосрочных прогнозов разработки [16]. Поскольку в трещинных коллекторах роль «быстрой» среды увеличивается значительно, то локальные задачи по детальному анализу разработки или планированию адресных ГТМ на таких моделях не решаются. Кроме того, такие объекты некачественно определяются стандартными методами [17], они не интерпретируются методами ГИС, не характеризуются однозначно по керну и находятся за пределами разрешающей способности сейсморазведки. И если за всей картиной, принятой в моделях однофазной фильтрации, на ранних этапах разработки роль таких локальных задач не заметна, то на следующих этапах она кратно возрастает. Это приводит к кинжальным прорывам вытесняющего агента, резкому росту его доли в добываемой продукции и, как следствие, остановке скважин. Рис. 7. Блок-схема методического подхода обоснования корректировки системы разработки низкопроницаемого терригенного коллектора в связи с его техногенным изменением Рис. 8. Зависимость множителя проницаемости от давления в ячейке гидродинамической модели, используемая для моделирования эффекта динамического преобразования коллектора Рис. 9. Флексурно-разрывные нарушения и динамо-напряженные зоны на участке месторождения N В этих случаях актуальной задачей является выделение таких локальных объектов в сложнопостроенной залежи. Скорее всего, это будет некое геологическое тело, по размеру не больше ячейки гидродинамической модели и обладающее либо высокими, либо низкими значениями по отношению к окружающей среде и вносящей существенные изменение в направление фильтрационных потоков [18]. Результатами выполненных индикаторных и аэрофотокосмических исследований [10] установлена тесная взаимосвязь преимущественного распределения трассера по пласту и направленность лениаментов, являющихся индикаторами флексурно-разрывных или динамо-напряженных зон осадочного чехла. На рис. 9 показаны дизъюнктивные нарушения на участке месторождения N. Выявлено, что изолинии обводнения по пласту преимущественно параллельны или перпендикулярны флексурным нарушениям и динамо-напряженным зонам. Совмещением карты накопленных отборов нефти с картой флексурно-разрывных нарушений и динамо-напряженных зон выявлено, что накопленные отборы нефти преимущественно находятся в разломах и в зонах наиболее развитого коллектора. Скважины, забои которых находятся в разломах, наиболее продуктивны: дополнительный приток нефти осуществляется из матрицы пласта по каналам НФС. При запуске системы поддержания пластового давления начинается преждевременное обводнение большинства скважин объекта, что сказывается на снижении текущих и конечных коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи, а также энергетике работы залежи [19-25]. В работе [21] исследован процесс фильтрации в элементе пятиточечной системы при наличии системы каналов НФС, соединяющих нагнетательную и добывающую скважины. Установлены условия, при выполнении которых каналы располагаются в горизонтальной плоскости. Если они не выполняются, то каналы НФС располагаются в вертикальной плоскости. В работе [22] установлено, что на размер зоны двухфазной фильтрации и на долю воды в произвольной точке пласта градиент давления практически не влияет, существенное влияние оказывают изменения коэффициента водонасыщенности и сжимаемости коллектора. Если при постоянной приемистости нагнетательной скважины репрессия превысит предел прочности породы, то формируются техногенные трещины. Разработанная методика позволяет установить по региону увеличения коэффициента обводненности скважинной продукции границу фильтрации конкретной добывающей скважины. Но применение полученных результатов [21, 22] может быть осложнено следующим. В процессе разработки нефтяного месторождения в сложнопостроенном коллекторе возникают перетоки между пропластками, изменяется характер движения флюидов в областях эксплуатационных скважин, происходит трансформация фильтрационных потоков. Часть закачиваемой в канал НФС жидкости при движении воды от нагнетательной к добывающим скважинам перетекает в окружающую канал зону с низкими фильтрационными параметрами (матрица). При проведении трассерных исследований в соответствии с законом сохранения массы следует, что часть индикатора перетекает в матрицу. Линейные размеры области перетока зависят от фильтрационно-емкостных свойств канала высокой проницаемости и матрицы. Из решения уравнения диффузии следует, что начальная концентрация трассера уменьшается. Предположим, что существует несколько каналов НФС между нагнетательной и добывающей скважинами. Если фиксируется несколько выходов индикатора различной концентрации, то следует вывод, что траектории каналов имеют сложное положение нефтенасыщенной толщины пласта (криволинейное). Экранирующая способность дизъюнктивного нарушения обусловлена смещением пород и соседством проницаемых и непроницаемых прослоев по обе стороны от нарушения. В работе [26] авторы разделяют экранирующую способность нарушений на три категории. Первая, это полное отсутствие проводимости вдоль нарушения, наличие многочисленных отклонений пластов и ярко выраженный контакт проницаемых пластов с одной стороны нарушения с непроницаемыми Таблица 2 Варианты интерпретационных моделей для анализа добычи Модель скважины Модель пласта Модель границ (непроницаемых и постоянного давления) Вертикальная. Наклонная. С частичным вскрытием. Горизонтальная. Вертикальная с ГРП. Горизонтальная с ГРП Однородный. Двойная пористость. Двойная проницаемость. Радиальный композитный. Линейный композитный Бесконечный пласт. Одна граница. Две параллельные границы. Две пересекающиеся границы. Круговая граница. Прямоугольная граница пластами - с другой стороны нарушения. Вторая - наличие проницаемости внутренней зоны нарушения и перетока вдоль него, независимо от амплитуды смещения. Третья - характеризуется соотношением, тангенциальных и нормальных напряжений к плоскости нарушения. Оно определяет возможность активации нарушения, которое первоначально было экраном, при новых механических воздействиях на массив пород и, соответственно, появление возможности фильтрации пластового флюида по нему. Экранирующую способность нарушений в терригенных породах можно оценить по данным ГИС соседних скважин по величине коэффициента SGR - доле глины в магистральной зоне нарушения [57]. Нарушение является экраном при значении SGR ˃ 15-20 %. Если значение SGR меньше 15 %, то экран имеет пропускную способность по жидкости. Однако в работе [27] для участка Xingbei месторождения Daqing минимальное значение SGR указывается равным 35 %. Отметим следующее: современные технологии, определяющие и картирующие дизъюнктивные нарушения, на конкретных объектах не могут определить, являются ли данные нарушения экранами, или же это каналы вертикальной миграции флюидов, или же эти дизъюнктивные дислокации особой роли не играют. Авторы работы [14] по результатам проведенного численного моделирования делают вывод, что учет фильтрационных структур дизъюнктивных нарушений крайне необходим при моделировании систем размещения и назначения скважин как в случае присутствия нарушений со смещениями пород по обе стороны, так и без такого смещения. Воплощение проектных решений, которые не учитывают фактические свойства дизъюнктивных нарушений, безусловно, приведет к существенным потерям в текущей и конечной величинах коэффициента извлечения нефти [20]. Вне всякого сомнения, процесс вытеснения нефти водой будет зависеть от влияния фильтрационных свойств дизъюнктивных нарушений как в отношении характера фильтрационных потоков, так и коэффициента продуктивности скважин, которые расположены между нарушениями [21-23]. Однако в работе [14] указывается, что известные подходы, в совокупности обеспечивающие выявление дизъюнктивных нарушений, не позволяют определить их роль в осуществлении разработки. Учет прогнозируемых нарушений при формировании системы размещения и назначения скважин возможен по данным разработки [24]. Например, в работе [28] предложен подход, который позволяет определить проницаемость, скин-фактор и радиус дренирования скважины в пласте. Его применение требует постоянных величин забойного давления скин-фактора и зоны дренирования скважины Известны [59] математические модели процесса добычи нефти, которые описывают условия эксплуатации различных типов скважин, условия на внешней границе пласта и различные модели коллектора. Однако из таблицы 2 видно, что случаи конечной или сверхвысокой проницаемости нарушения исследованы, когда возле нарушения расположена зона трещиноватых или трещинных коллекторов. Таким образом, для применения на объектах с типами нарушений более сложной структуры, чем простая непроницаемая граница, - требуется комплексный анализ разработки с использованием данных промысловых измерений (дебиты нефти газа и воды) и результатов гидродинамических исследований. Решение задач с учетом нарушений в случае двухфазной фильтрации значительно осложняется, а получение простых аналитических решений практически невозможно. При создании же численной модели необходимо будет использовать всю априорную информацию, учитывать результаты расчета забойных давлений и дебитов, сравнивая с результатами промысловых измерений, задавать сложное строение зоны динамического влияния нарушения [59]. Известен метод пассивного гидропрослушивания, который наиболее информативен тогда, когда между скважинами наблюдается заметная интерференция при поддержании пластового давления закачкой воды. Появились технические и программные средства, позволяющие реализовать такие «пассивные» гидропрослушивания в большом объеме [23, 56], так как постоянно действующими датчиками давления на забое и дебита на устье скважины оборудуются все большее число скважин [32, 36, 48, 49]. То есть появилась возможность при благоприятных условиях оценивать не только параметры самого пласта, но и характеристики гидродинамического барьера между скважинами [31]. Применяя специальные методы и программы обработки временных рядов данных измерений, можно получать информацию о гидродинамической сообщаемости [33-47]. Опубликованная в 2006 г. схема анализа продолжительных по времени измерений давления [50], проводимых постоянными забойными датчиками, позволяет решать ряд практических задач исследования пласта по разработанным алгоритмам и программам обработки [32, 51-55]. Однако узкополосность дизъюнктивных нарушений и их частичная проводимость вызывают усложнение интерпретационных моделей при их исследовании методами ГДИС. Это обусловлено зональным строением области пласта, примыкающей к нарушению (composite model) [58, 59]. В работе [60] рассмотрен один из вариантов многозонной модели, в которой вторая зона - узкая. Для определения геолого-физических характеристик пластов, наличия в них фильтрационных параметров различных нарушений можно использовать весь набор интегральных показателей (накопленные дебиты воды, нефти), истории работы отдельных скважин (абсолютные величины дебитов воды и нефти, их зависимость от времени). К сожалению, информативными и достоверными эти данные становятся только спустя некоторое время уже после введения объектов в разработку, когда уже фонд скважин сформирован. В таких случаях корректировка расположения скважин с учетом наличия нарушений и их свойств практически невозможна по финансовым и административным причинам. Эту проблему решит разработка отечественного программного продукта для полного анализа долговременных измерений термобарических параметров скважин. Для выделения нарушений и распространяющихся вдоль них высокопроницаемых зон весьма полезны трассерные исследования. Но положительные результаты этих данных могут быть интерпретированы только на качественном уровне. А для правильной интерпретации нарушений трассерными методами необходимо существенно уточнить как методику их проведения, так и осуществить значительный объем численных экспериментов на моделях пластов, учитывающих фильтрационную структуру и параметры дизъюнктивных нарушений. Известные результаты исследований НИИ системных исследований РАН [14] учета выявленных дизъюнктивных нарушений при проектировании и оптимизации разработки ярко демонстрируют (несмотря на различие мнений разных авторов), что система расположения скважин должна выбираться исключительно в соответствии с дислокацией системы нарушений, с учетом величин фильтрационных параметров самих нарушений и пластов, примыкающих к этим нарушениям. Сетка скважин становится в значительной степени нерегулярной. Бесспорно, что принятие решения о пересмотре системы расположения и назначения скважин будет очень сложным и приведет к увеличению экономических затрат. Однако такое решение может быть предпринято, только если игнорирование нарушений приведет к существенному ухудшению технологических и экономических показателей разработки. Выявлена закономерность [10], что технологическая эффективность проявляется в нагнетательных скважинах, забои которых расположены в зонах максимальной концентрации разломов и трещин. В результате подтверждаются полученные выводы: закачку осадкообразующих систем необходимо производить в тех нагнетательных скважинах, забои которых также расположены во флексурно-разрывных нарушениях и динамо-напряженных зонах; обработки ПЗП в зонах разломов низкоэффективны; ее необходимо производить в тех скважинах, которые находятся в зонах отсутствия флексурно-разрывных нарушений и динамонапряженных зон. Для обоснования системы разбуривания пологими и горизонтальными скважинами и повышения эффективности изоляции водопритоков сложнопостроенных нефтяных залежей на основе промысловых исследований их гидродинамического состояния предложена следующая схема комплексного подхода: - выделение областей флексурно-разрывных нарушений, динамонапряженных зон и каналов низкого фильтрационного сопротивления с применением индикаторных исследований; - расположение интервалов вскрытия продуктивных пластов добывающими скважинами на максимально возможном удалении от флексурно-разрывных нарушений, динамонапряженных зон и каналов низкого фильтрационного сопротивления; - при вскрытии пологими и горизонтальными скважинами указанных зон производить предварительную закачку тампонирующих систем через нагнетательные скважины с последующей селективной водоизоляцией нефтеводонасыщенной приствольной части добывающих скважин. Заключение 1. Таким образом, повышение периода рентабельного применения заводнения нефтяного месторождения возможно при прогнозируемом учете структурной гидродинамической неоднородности пластов, вызванной наличием естественных трещин и техногенным образованием сети каналов НФС. 2. Разработан метод прогнозирования геометрии образования трещин, дополняющий известную гидродинамическую модель пластовой системы с произвольными геолого-физическими свойствами. В нем реализуется поэтапный вариационный анализ гидродинамической ситуации в исследуемом участке пласта и учитывается напряжение, возникающее вследствие внутрипорового вязкостного трения при фильтрации, горного напряжения на сжатие и растяжение, а также упругих свойств скелета пласта. 3. Выявлено, что высокое значение давления нагнетания и превышение градиентов давления над критическим значением не является необходимым и достаточным для бесконечно долгого развития трещин вследствие как потерь давления при фильтрации в трещинах, так и с выравниванием распределения пластового давления по мере удаления от зоны нагнетания. Установлено, что развитие сети трещин обусловлено формированием зон низкого пластового давления в районе будущей нагнетательной скважины с минимальным давлением в точке, к которой стремится пройти трещина от зоны последующего нагнетания. 4. Для повышения периода рентабельной эксплуатации скважин предлагается переводить под нагнетание добывающие скважины, находящиеся на периферии сети трещин. Для обеспечения эффективности отбора горизонтальными скважинами, их контуры питания следует поддерживать сетью техногенных трещин.

About the authors

S. I. Grachev

Tyumen Industrial University

A. V. Strekalov

Tyumen Petroleum Scientific Center

I. S. Sokolov

KogalyNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen

A. F. Semenenko

Tyumen Industrial University

References

Statistics

Views

Abstract - 88

PDF (Russian) - 26

PDF (English) - 7

Refbacks

• There are currently no refbacks.