Полный текст

Введение Накопленный опыт изучения геологического строения месторождений во всем мире свидетельствует, что значительная часть залежей углеводородов (УВ) в районах с развитой тектоникой, выявленных на ранних этапах поиска и разведки, на последующих стадиях их доразведки и эксплуатации становится ассоциацией более мелких залежей, отделенных друг от друга разрывными нарушениями [1-7]. Усложнение тектонического строения наблюдается и на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП). Результатом слабой изученности нарушений при проектировании разработки месторождений становятся безразломные упрощенные геолого-гидродинамические модели залежей, неоднократные пересчеты запасов, пересмотр технологических показателей разработки, подбор неэффективных методов выработки запасов. Если влияние тектонических нарушений на нефтенакопление изучается геологами, занимающимися поиском и разведкой, то влияние дизъюнктивной тектоники на разработку месторождений носит поисковый характер и требует дальнейшего изучения. Многие исследователи объектов разломно-блокового строения столкнулись с проблемой значительной неравномерности распределения продуктивности, характера работы скважин и динамики обводнения по площади месторождения. После установления присутствия тектонического фактора, внимание акцентируется на наличии зависимости расстояния местоположения скважин до нарушений на продуктивность и другие факторы работы. В общем случае зависимость обозначается так: повышенная продуктивность скважин отмечается в приразломных зонах; по некоторым объектам размер зоны повышенной продуктивности определен количественно и составляет до 2 км [8-10]. Исследование влияния тектонических нарушений на продуктивность скважин и определение размеров зоны повышенной продуктивности на примере одного из месторождений ТПНГП выполнены в данной работе. Роль тектонических осложнений при разработке месторождений Вопросы влияния тектонических нарушений на разработку месторождений изучались и в настоящее время изучаются Д.Г. Афониным, Марком Д. Зобак, Ю.А. Котеневым, О.Н. Пичугиным, П.Н. Соляным, А.В. Бочкаревым, В.А. Бочкаревым, В.В. Никифоровым и другими исследователями. Особенности разработки трещинноватых коллекторов изучались В.Д. Викториным, Т.Д. Голф-Рахт, Н.П. Лебединец и многими другими исследователями. Дизъюнктивные (разрывные) тектонические нарушения подразделяются на две большие категории: проводящие (живущие) и экранирующие (залеченные). В зависимости от условий формирования и вторичных процессов разрывные нарушения, с одной стороны, способствуют растрескиванию пород вокруг себя и возникновению сложной взаимосвязи систем макро- и микротрещин, повышающих фильтрационно-емкостные свойства и связанность коллекторов; с другой стороны, могут представлять собой непроницаемые для флюидов экраны и делить залежь на изолированные блоки. Тектонический фактор становится определяющим для геометризации таких залежей. В пределах одной залежи, как правило, отмечается одновременное наличие обоих типов нарушений: и проводящих, и экранирующих. Проверка наличия и степени проницаемости каждого нарушения является сложной и трудозатратной задачей. К традиционным методам выделения тектонических нарушений относят гравимагниторазведку и сейсморазведку 2D. Внедрение передовых технологий подготовки структур методами сейсморазведки 3D выявляет более сложное геологическое строение месторождений углеводородов за счет повсеместного развития разрывной тектоники. Это доказывает, что изучение дизъюнктивных нарушений следует рассматривать как важнейшую научно-практическую задачу. Если ранее тектонические нарушения редко были целевым объектом изучения ввиду трудности их выделения, особенно малоамплитудные в локальных структурах, то в последние годы отмечается тенденция к повышению интереса в данном вопросе: появляются новые способы интерпретации данных сейсморазведки с целью картирования разломных зон, в том числе базирующихся на использовании искусственных нейронных сетей [21-25]. Тектонические неоднородности выделяются по данным аэрокосмических исследований. На основе сетки линеаментов, дешифрованных на космических снимках, выделяют зоны повышенной трещиноватости, связанные с разрывными нарушениями [26]. Для целей изучения объектов высокой детальности, т.е. малоамплитудных нарушений внутри месторождения, требуются космоснимки высокого разрешения. К преимуществам данного метода относят его дешевизну относительно 3D-сейсморазведки. Последние годы на юге России на месторождениях Восточного Предкавказья (Ставрополья) авторами М.В. Нелеповым, К.И. Черненко, В.М. Харченко и др. исследуется связь тектонических нарушений и связанных с ними зон повышенной продуктивности с линеаментами дневной поверхности, разрабатываются подходы к обоснованию зон повышенной продуктивности скважин на основе использования данных дешифрирования космических снимков [11-18]. В ТПНГП признаки существования линеаментов выявлены на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения [19], отмечается возможность существования связи положения современных поверхностных водотоков и малоамплитудных тектонических нарушений, обеспечивающих развитие трещин на сакмар-ассельских отложениях Южно-Хыльчуюского месторождения [20]. Для проверки наличия и степени проницаемости разломов используют данные промысловой геофизики [27-30], гидродинамические исследования: трассерные исследования [3, 31-36], гидропрослушивание, диагностические графики индикаторной диаграммы (ИД) и кривой восстановления давления (КВД) [27], различные анализы по фактической работе скважин, сопоставления карт остаточных запасов нефти, изобар и разломов [32, 37-39]. Для достоверного выявления нарушений следует применять несколько методов. По результатам эксплуатации скважин формируется представление об эффективности системы разработки и размещении скважин в условиях сильной тектонической деструкции продуктивных пластов [37-48]. Проектирование разработки, предусматривающее бурение эксплуатационных скважин на слабоизученных объектах без надежной геологической модели с участием структурно-формирующих, флюидопроводящих и экранирующих разрывных нарушений, является высокорисковым мероприятием. Разработка таких объектов осложняется характерными проблемами. Наиболее очевидной проблемой является нарушение гидродинамической связи по площади и снижение влияния нагнетательных скважин вплоть до его полного отсутствия [3, 27, 33, 35]. Расположение нагнетательной и добывающей скважин по разные стороны от экранирующего разлома приводит к снижению пластового давления в зоне отбора и к уменьшению добычи нефти, а также к непродуктивному росту пластового давления в зоне закачки - перераспределение давления не происходит. Расположение нагнетательной скважины вблизи нарушения, обрамленного «оперяющими» трещинами, приводит к высокой доле неэффективной закачки, так как закачиваемая вода не совершает полезной работы по нефтевытеснению, а способствует преждевременному обводнению добывающих скважин по более проницаемым пропласткам и неравномерной выработке по разрезу [33, 34]. Следующая проблема - это возникновение перетоков между пластами/объектами вследствие вертикальной сообщаемости по разлому. Дизъюнктивное нарушение здесь становится своеобразным проводящим каналом, благодаря которому при определенных условиях флюиды с нижележащих пластов, минуя покрышку, мигрируют по трещинам в верхние пласты-коллекторы. Данная ситуация приводит к сложности учета выработки нефти по пластам, а также к невозможности управлять процессом заводнения, обходу потоками части нефтесодержащих объемов, а значит, к снижению коэффициента охвата и, соответственно, коэффициента интенсивности нефтеотдачи (КИН). Для объектов блокового строения характерно, когда в каждом блоке пластовые залежи имеют свой водонефтяной контакт. В случае неверной концепции геологического строения месторождения объединение таких залежей приводит к ложному представлению о наклонных водонефтяных контактах, к недостоверной оценке запасов и оставлению в недрах значительных запасов извлекаемой нефти в процессе разработки месторождений. Так, на Заманкульском месторождении Восточного Предкавказья обводнение пласта в скважине на высоких гипсометрических отметках воспринималось как полная выработка залежи по всей площади, хотя в том же пласте в других блоках оставалась неизвлеченная нефть. Исходя из блочного строения месторождения, было принято решение об опробовании в одной из скважин, и в результате получен фонтанный приток нефти, хотя пласт считался обводненным, поскольку в других скважинах на более высоких отметках пласт обводнился давно [49]. Разработка объектов разломно-блокового строения не только осложнена характерными проблемами, но и имеет ряд особенностей, понимание которых позволяет повысить эффективность разработки месторождения. По результатам оценки степени влияния разломов на эффективность работы скважин частью исследователей отмечается высокая и повышенная продуктивность скважин, расположенных в приразломных зонах. Некоторые ученые прямо связывают повышенную продуктивность с разветвленной системой трещин, так называемой «оперяющей» трещиноватостью, возникающей в границах некоторого расстояния от тектонического нарушения. Сложные взаимосвязанные системы макро- и микротрещин в зонах разломов образуются в результате стрессовых нагрузок, превышающих предел прочности породы. То есть разрывные нарушения образуют вокруг себя зону дробления породы. По направлению к нарушению увеличивается плотность трещин и продуктивность скважин [2, 4, 8, 34, 50, 51]. Некоторая часть исследователей ввиду недостаточной степени изученности объекта и невозможности назвать конкретные причины, с которыми связаны высокие дебиты скважин, указывает лишь на зоны повышенной продуктивности и проницаемости, предпочитая не вдаваться в терминологические споры. Отсутствие явного влияния структурного фактора и других основных геолого-физических параметров, а именно нефтенасыщенной толщины, высоты над контактом, пористости, нефтенасыщенности, удельных запасов пласта на повышенную продуктивность свидетельствует в пользу тектонического фактора, как отмечается для залежей месторождений Ставрополья [11-13, 52, 53]. Приуроченность высокодебитных скважин к «линейным зонам, имеющим тектонический генезис» [13], наблюдается в целом на месторождениях Ставропольского края. Для одного из объектов приводится пример крайне неравномерной выработки по площади - 5 скважин (25 %) отобрали 45 % всей накопленной добычи нефти. Для рассматриваемых объектов установлено, что скважины с наибольшими накопленными отборами нефти находятся в узлах пересечений линейных зон повышенной продуктивности. Скважины с низкими величинами накопленных дебитов нефти преимущественно находятся вдали от зон с повышенной продуктивностью. Результаты гидропрослушиваний показывают связанность скважин, приуроченных к выделенным зонам повышенной продуктивности. Предполагается, что описанные линейные структуры образованы низкоамплитудными разрывными нарушениями и связаны с зонами повышенной трещиноватости и проницаемости. На некоторых месторождениях Западной Сибири исследователями установлено, что в направлении к нарушению увеличивается безводная добыча [2, 8, 33, 34, 50, 51]. Для пласта Ю1 Харампурского месторождения Западной Сибири [8] расстояние от нарушения, с которого отмечается ухудшение параметров работы скважин, даже определено количественно и составляет 1,5 км, а также показано, что связь структурного фактора и продуктивности отсутствует. Для газовых залежей сеноманских отложений Западно-Таркосалинского и Ямбургского месторождений увеличение продуктивности скважин в 2-4 раза отмечается в зоне до 2 км от разлома [10]. Отмечается влияние амплитудности разломов на добывные возможности скважин: максимальные значения накопленной, пиковой и текущей добычи нефти наблюдаются у скважин, приуроченных к малоамплитудным разломам, минимальная - к микрограбенам, коэффициенты падения дебитов нефти по скважинам уменьшаются при снижении амплитудности разломов [54]. Для Гежского месторождения Пермского края также выявлено влияние направления нарушений на параметры работы скважин. Однако влияние амплитудности разломов на его проницаемость и эффективность выработки запасов неоднозначно. Некоторыми исследователями отмечается, что в блоках, которые характеризуются большими эффективными толщинами, разломы с малой амплитудой смещения почти не нарушают гидродинамическую взаимосвязь [33]. С другой стороны, в случае образования капиллярного барьера, иными словами, так называемой «глинки трения», за счет возникновения тиксотропного эффекта уплотнения зерен породы вдоль плоскости нарушения даже при небольших амплитудах смещения нарушение будет непроницаемым [34]. Для одного из месторождений Томской области, например, установлены численные значения взаимосвязи амплитуды разломов с их проницаемостью и сделан вывод, что чем больше амплитуда разлома, тем сильнее сила трения между соприкасающимися поверхностями, больше толщина слоя «глинки трения», прочнее экран и менее проницаем разлом [55]. Исследователями отмечается повышенная продуктивность скважин в зонах именно с низкоамплитудными разрывными нарушениями, вместе с тем зоны, примыкающие к разломам, могут являться «застойными, тупиковыми и слабовырабатываемыми» [56]. Плюс ко всему достоверность выделения низкоамплитудных нарушений ограничена низкой чувствительностью методов. Поскольку плотность трещин растет в направлении к нарушению, в этом же направлении должна расти не только продуктивность скважин, но и продуктивность скважин после проведения мероприятий по интенсификации притока нефти. Отмечается, что максимальная эффективность применения гидравлического разрыва пласта (ГРП) достигается в зонах влияния разрывных нарушений [2, 34]. Одним из перспективных методов воздействия на пласт является бурение горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Однако эффективность применения этой технологии может снижаться в случае более высокой фациальной изменчивости свойств пласта. В случае применения данной технологии требуется уточнение таких неопределенностей, как длина и направление горизонтальной секции ствола добывающих скважин, плотность сетки бурения скважин, расстояние между точками проведения операций гидроразрыва пласта (ГРП) в скважине [2, 34]. На одном объекте можно наблюдать одновременно несколько видов влияния разломов на разработку, как негативных, так и позитивных, в отдельных частях залежи. Результатом слабой изученности нарушений при проектировании разработки месторождений становятся безразломные упрощенные геолого-гидродинамические модели залежей, неоднократные пересчеты запасов, пересмотр технологических показателей разработки, подбор неэффективных методов выработки запасов. Следует отметить, что невозможность выполнить адекватную адаптацию моделей к истории разработки в целом следует расценивать как показатель того, что какие-то особенности геологического строения не учтены [3, 4]. Показательным примером необходимости учета полной геологической информации о дизъюнктивных нарушениях и их проницаемости является моделирование участка Ватьеганской залежи пласта ЮВ-1 [3], где выделенные по данным 3D-сейсморазведки дизъюнктивные нарушения изначально не были учтены специалистами по разработке месторождений. Стандартный «шаблонный» подход к проектированию системы разработки привел к осложнениям в процессе разработки месторождения. Результаты интерпретации 3D-сейсморазведки были повторно проанализированы авторами и дополнены анализом трассерных исследований, которые подтвердили наличие выявленных тектонических нарушений. Построена геологическая модель. Получена блоковая структура. В выбранном блоке построена гидродинамическая модель, в которой сходимость результата с историей получена на 99 % после проведения первого расчета без какой-либо адаптации. Таким образом, результаты расчета еще раз подтвердили наличие разрывных нарушений в изучаемом районе и предположение об их непроницаемости, т.е. наличие блоковой структуры с барьерами для движения пластовых флюидов между блоками. Таким образом, для объектов, осложненных влиянием дизъюнктивной тектоники, по результатам обзора российского и мирового опыта, сформулированы характерные проблемы разработки: · нарушение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами; · продвижение фронта нагнетания воды вдоль тектонических разломов и отсутствие влияния на добывающее окружение; · локальные прорывы воды по высокопроницаемым пропласткам; · вертикальные перетоки между пластами; · неравномерное распределение закачиваемой жидкости; · значительная изменчивость продуктивности и дебитов скважин, ФЕС; · неподтверждение геологического строения по результатам бурения. Рекомендации по организации систем разработки В России наибольшее внимание вопросу организации систем разработки для объектов сложного блокового строения на текущий момент уделяется на месторождениях Западной Сибири, также проблема изучалась исследователями в Ставропольском крае, Самарской области, Пермском крае, Республике Коми. В первую очередь исследователями акцентируется внимание на том, что в пределах объекта разработки образованные экранирующими нарушениями участки следует рассматривать как независимые элементы разработки, а в пределах этих выделенных блоков необходимо формировать индивидуальные сетки размещения нагнетательных и добывающих скважин. Это позволит максимально эффективно подойти к разбуриванию залежи с наиболее оптимальным числом скважин и максимально эффективно вести разработку залежи с последующим планированием геолого-технических мероприятий. Контроль выработки запасов углеводородов также рекомендуется вести в пределах выделенных блоков [2, 4, 8, 27, 33, 34, 51]. Предлагается применение технологии нестационарного (циклического/импульсного) воздействия на пласт внутри отдельных блоков разработки при условии сложного трещинно-порового типа коллектора, то есть при наличии поровой «матрицы» и сети трещин. Циклическое заводнение предлагается по следующим этапам: цикл закачки рабочего агента и остановка высокообводненных добывающих скважин - происходит внедрение воды в малопроницаемые нефтенасыщенные поры матрицы; запуск добывающих скважин и остановка нагнетательных - происходит перераспределение пластового давления, что позволяет воде в матрице вытеснить нефть в высокопроницаемые участки [33]. Ввиду того, что близлежащие к малоамплитудным разломам участки характеризуются повышенной трещиноватостью и продуктивностью, в зонах влияния разрывных нарушений отмечается максимальная эффективность проведения ГРП [34]. Между тем для повышения успешности мероприятий ограничения водопритока необходимо исключать из рассмотрения скважины, поступление избыточной воды в которых происходит по трещинам и разломам [57]. На месторождении образовавшаяся в результате геодинамической активности тектонических элементов сеть трещин имеет определенное направление. Направление трещиноватости необходимо учитывать при проектировании разработки залежей, а именно при формировании системы поддержания пластового Таблица 1 Характерные для осложненных дизъюнктивными тектоническими нарушениями проблемы разработки месторождений ТПНГП Характерные проблемы разработки Доля месторождений, на которых отмечается проблема, % Нарушение гидродинамической связи по площади 14 Прорывной характер обводнения 19 Вертикальная сообщаемость, перетоки между пластами/объектами; 4 Низкая эффективность работы системы ППД и снижение Рпл 17 Неравномерная выработка, сложности учета выработки, формирование застойных зон 12 Неравномерное распределение закачиваемой жидкости; 9 Значительная изменчивость коэффициентов продуктивности и дебитов скважин, ФЕС: локальные участки с аномально высокими ФЕС и/или низкой продуктивностью скважин 9 Неподтверждение геологического строения по результатам бурения 12 Прорывы газа по высокопроницаемым каналам 4 давления (ППД), планировании направления горизонтальных секций скважин и ГРП. Направление горизонтальной скважины необходимо планировать перпендикулярно главному направлению трещин с целью увеличения охвата площади за счет притока углеводородов по системе трещин, пересекающих направление горизонтальной скважины. При выполнении ГРП трещина гидроразрыва будет формироваться преимущественно в направлении уже существующей природной системы трещин. Поэтому следует учитывать направление системы природных трещин при расположении нагнетательной и добывающей скважин помимо стандартных параметров: расположение скважины относительно водонефтяного контакта, границ замещения коллекторов или других добывающих скважин. Направление системы природных трещин также будет влиять и при расположении нагнетательной и добывающей скважин. Если нагнетательная и добывающая скважины расположены параллельно основной системе трещин, то вода по трещинам быстро прорвется к добывающей скважине, не обеспечив охвата пласта воздействием. В случае, если нагнетательная и добывающая скважины расположены перпендикулярно основному направлению трещин, нагнетаемая вода будет уходить по системе трещин в сторону, не оказывая существенного воздействия на область вблизи добывающей скважины [13, 14, 50]. Таким образом, принимая решение о расположении нагнетательных скважин, необходимо учитывая направление трещиноватости объекта, а также дополнительные особенности объекта. Наиболее оптимальное положение добывающих скважин многими исследователями определяется вблизи малоамплитудных разломов. А расположение нагнетательных скважин в приразломной трещиноватой зоне или системе трещин негативно влияют на характер выработки запасов. Если нагнетательные скважины уже размещены в приразломной трещиноватой зоне и негативный сценарий выработки уже реализован, предлагается остановить закачку или перевести нагнетательные скважины под добычу. Основным благоприятным фактором здесь выступает мощный системный эффект, который нивелирует предполагаемые негативные последствия переводов скважин из ППД в добычу. Зоны, примыкающие к разломам, могут являться застойными, тупиковыми и слабовырабатываемыми, поэтому требуют особого анализа и внимания. Применение рекомендаций по организации закачки с учетом разломно-блоковой тектоники актуально не только при проектировании новых месторождений, но и целесообразно при трансформации системы заводнения на поздних стадиях, так как в практике разработки месторождений обычно сложно сразу сформировать избирательную систему, поскольку особенности строения месторождения уточняются в процессе бурения. Кроме того, на поздних стадиях систему разработки необходимо перестраивать согласно изменившемуся распределению запасов в пласте [50, 58]. Тектонические осложнения месторождений ТПНГП Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн входит в пятерку крупнейших нефтегазоносных бассейнов России и имеет стратегическое значение в топливно-энергетическом комплексе Северо-Запада России. Регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена в пределах Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Одной из особенностей геологического строения месторождений ТПНГП является тектонический фактор. Тектоника здесь является не только основой для нефтегазогеологического районирования осадочных бассейнов, определяет процесс формирования залежей нефти и газа, но и оказывает влияние на разработку месторождений: ее эффективность и технологические показатели. По результатам анализа месторождений ТПНГП отмечается, что 49 % месторождений осложнены дизъюнктивными тектоническими нарушениями. По данным анализа разработки месторождений ТПНГП, осложненных дизъюнктивными тектоническими нарушениями, на 47 % месторождений наблюдаются характерные проблемы разработки, обусловленные влиянием дизъюнктивной тектоники, перечисленные в табл. 1. Перечисленные проблемы аналогичны проблемам, сформулированным по результатам обобщения российского и мирового опыта. Решение проблемы влияния тектонических дизъюнктивных нарушений на разработку месторождений нефти ТПНГП на текущий момент носит поисковый характер, количество методических рекомендаций по организации систем разработки для объектов сложного блокового строения ТПНГП крайне ограничено [20, 31, 59]. В работах [20, 31] анализируется система ППД, влияние тектонических нарушений на повышенную продуктивность скважин не исследуется. Таким образом, степень изученности влияния тектонических осложнений на разработку месторождений ТПНГП недостаточная для формирования собственных рекомендаций по проектированию разработки. На основе обзора российского и мирового опыта направлением поиска в данном исследовании выбран анализ влияния тектонических нарушений на повышенную продуктивность скважин и поиск количественных характеристик для одного из месторождений ТПНГП. Таблица 2 Геолого-физическая характеристика Параметр Свита S1mk S1sn S1vk Средняя общая толщина, м 50,9 49,4 53,1 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 15,1 11,9 15,9 Коэффициент пористости, доли ед. 0,086 0,090 0,100 Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. 0,708 0,702 0,637 Проницаемость по ГИС, мкм2 0,005 0,006 0,007 Проницаемость по керну, мкм2 0,038 0,021 0,038 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,36 0,31 0,41 Расчлененность, ед. 10,3 9,0 9,1 Коэффициент вытеснения (водой), доли ед. 0,699 0,570 0,673 Характеристика геологического строения Рассматриваемое месторождение ТПНГП является крупным по размеру и величине запасов, многопластовым, очень сложным по геологическому строению, что связано с высокой литолого-петрографической неоднородностью коллекторов и развитием дизъюнктивной тектоники. Размеры месторождения - 11×30 км, площадь нефтеносности составляет 135 000 тыс. м2, общая толщина - 153 м, нефтенасыщенная толщина - 43 м. Свиты залежи по литологическим признакам расчленяются на пачки, представленные переслаиванием вторичных доломитов, участками сильно трещиноватых, и тонкослоистого аргиллита. Горизонтальная проницаемость, по данным керна, в два раза превосходит вертикальную, что предопределяет движение жидкости преимущественно вдоль пластов. Проницаемые пропластки не имеют закономерного распределения по разрезу даже в пределах одной свиты вследствие прерывистого и линзовидного строения коллектора. Разработка месторождения осложнена блоковым строением, границами блоков служат разрывные нарушения субмеридиональной ориентировки сбросового типа, амплитуда которых затухает по их простиранию. Промышленно продуктивными являются карбонатные отложения верхнемакарихинской подсвиты (S1mkr), сандивейской (S1sn) и веякской (S1vk) свит нижнего силура (S1), залегающие на глубине 3,3-4,2 км, объединенные в один эксплуатационный объект. Они содержат легкую, маловязкую, сильно недонасыщенную газом нефть. Залежи имеют пластовый или неполнопластовый тип резервуара, сводовые, тектонически и стратиграфически экранированные, тектонически нарушенные и литологически ограниченные. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения представлена в табл. 2. Согласно нефтегазгеологическому районированию, месторождение относится к Колвависовскому нефтегазоносному району (НГР) Хорейверской нефтегазоносной области (НГО) и приурочено к Сандивейскому поднятию, осложняющему юго-западную часть Хорейверской впадины. Площадь месторождения приурочена к зоне сочленения двух крупных тектонических элементов первого порядка - Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена на западе и Хорейверской впадины Хорейверско-Печороморской синеклизы на востоке. В пределах площади месторождения, как и на основной площади южной части Хорейверской впадины, под поверхность дофранского размыва выходят лишь силурийские отложения, полнота разреза которых меняется от низов макарихинской свиты до верхов веякской свиты и верхнего силура. Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту кровли S1 Cложность строения и многоэтапность развития Колвинского мегавала, представляющего собой инверсионную структуру, обусловили широкое распространение на площади тектонических нарушений, отражающих важнейшие этапы тектонической активности - дофранский, франский, предвизейский, верхнепермско-триасовый [60]. Вышеназванные тектонические этапы в современном структурном плане месторождения по силурийской части разреза отражены серией разрывных нарушений преимущественно субмеридиональной и северо-западной ориентировки, по наиболее амплитудным из них площадь разделена на шесть блоков. Наибольшая амплитуда смещения (порядка 2000 и 1500 м) характерна для разломов Колвинской системы. В целом же амплитуда смещения основной части разломов не превышает первой сотни метров. К началу позднедевонской трансгрессии сформированные блоки были размыты на различную глубину в зависимости от знака и амплитуды их смещения к этому времени [61]. С дофранским этапом активизации связано заложение другой системы разломов - Харьягинской, чьи нарушения характеризуются преимущественно субмеридиональным простиранием и прослеживаются в центральной части месторождения (рис. 1). Текущее состояние разработки Месторождение введено в эксплуатацию в 1989 г. Максимальные темпы отбора достигнуты 1998 г. и составили 4,3 % от НИЗ. Выработка запасов 45 %. Текущая обводненность 52 %. Текущий КИН в целом по месторождению - 0,191 доли ед. при проектном значении - 0,421 доли ед. Накопленный параметр ВНФ - 0,67 доли ед. Месторождение находится на III стадии разработки. Динамика основных технологических показателей разработки представлена на рис. 2. В условиях сложного геологического строения с большим количеством тектонических нарушений и неактивного ВНК установлено, что на месторождении основным источником обводнения продукции добывающих скважин являются нагнетательные скважины. Продуктивные пласты представлены коллекторами с различными типами пустотного пространства, характеризующимися значительной неоднородностью и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. В связи с этим характерными являются локальные прорывы воды по высокопроницаемым пропласткам, которые снижают эффективность применяемой системы воздействия. Внедрение системы ППД начато с 1991 г. в блоке 1. В начальный период организации системы ППД отмечался прорывной характер обводнения по скважинам блока 1. До 1996 г. обводненность составляла менее 5 % при выработке 11 %. Значительное увеличение объемов нагнетаемой воды в 1999-2000 гг. привело к резкому обводнению продукции и снижению добычи нефти. К 2000 г. при соотношении скважин добывающих к нагнетательным 5:1 обводненность достигла 48 % при выработке 23 %. Массовая остановка высокообводненных скважин позволила снизить и несколько стабилизировать среднегодовую обводненность продукции с 2003 г. До 2011 г. происходил дальнейший постепенный рост обводненности до 70 %. В период 2012-2016 гг. обводненность удалось стабилизировать за счет проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на уровне 63 %. Затем обводненность снова увеличилась до 71 % в 2018 г. С 2020 г. за счет вовлечения новых площадей в разработку и выбытия обводненных скважин обводненность на месторождении удалось снизить до 52 % в 2023 г. при выработке 45 %. В целом на месторождении наблюдается значительная разница между величинами пластового давления в зонах отбора и закачки. По отдельным добывающим скважинам пластовое давление существенно ниже первоначального, а по нагнетательным - значительно превышает первоначальное. Одна из причин низкой эффективности системы ППД - расположение нагнетательных скважин вблизи тектонических нарушений - приводит к продвижению части закачиваемой воды вдоль разломов и к нарушению гидродинамической связанности скважин и отсутствию влияния нагнетательной скважины на добывающее окружение. Внедрение системы ППД на северных участках всех блоков показывает низкую эффективность. Накопленная закачка по скважинам, накопленные и текущие отборы жидкости и нефти скважин, расположенных в северных частях месторождения, меньше, чем в южных. В северных частях блоков также отмечаются зоны с пониженным пластовым давлением, тогда как в южной части месторождения энергетическая обстановка более благоприятная. Анализ выработки запасов Одним из быстрых способов диагностирования структуры коллектора является оценка степени неоднородности работы скважин, предложенная Нельсоном [24, 62]. Его критерий можно сформулировать следующим образом: если от 5 до 15 % добывающих скважин обеспечивают 50 % накопленной добычи нефти, Рис. 2. График разработки месторождения то такой объект следует относить к категории пластов с высокой степенью трещиноватости. На исследуемом месторождении 16 % скважин, пребывавших в добыче, отобрали 50 % накопленной добычи нефти. Анализируя отборы скважин в разрезе свит, можно отметить, что наибольшие отборы показывают скважины, вскрывшие веякские отложения (рис. 3). Веякские отложения наравне с макарихинскими характеризуются наибольшими характеристиками по продуктивности (рис. 4). Отмечается неравномерность выработки по блокам (рис. 5). Наименее выработанным является блок 5. В блоке 1 величина отборов соответствует обводненности - это объясняется удовлетворительной работой системы ППД. В блоках 2 и 3 отмечаются опережающие темпы обводнения продукции скважин. В блоках 4 и 6 - уровни отборов от НИЗ превышают значения обводненности продукции. Большая часть месторождения разбурена (рис. 6). В блоке 5 сосредоточены запасы, не охваченные эксплуатационной сеткой. Имеющийся потенциал месторождения необходимо реализовывать путем всестороннего анализа особенностей геологического строения. Исследование влияния тектонических нарушений на повышенную продуктивность скважин Проблема значительной неравномерности распределения продуктивности, характера работы скважин и динамики обводнения по площади месторождения, выявляемая для объектов разломно-блокового строения различными исследователями, отмечается и на исследуемом месторождении. В связи с этим далее выполнена проверка гипотезы влияния тектонического фактора на повышенную продуктивность скважин месторождения. В первую очередь рассмотрено влияние основных геолого-физических параметров залежи (пористость, нефтенасыщенность, нефтенасыщенная толщина) на величину накопленной добычи и максимальный дебит нефти по скважинам. Распределение накопленной добычи также проанализировано с учетом времени работы скважины. Зависимости построены в целом для залежи, а также выполнен анализ по свитам и по основным блокам. В целом можно сказать, что надежных зависимостей, характеризующих наличие влияния основных геолого-физических параметров на добычу и дебиты нефти, для месторождения не получено. Для изучения взаимосвязи продуктивности скважин и тектонического фактора проанализированы карты распределения накопленной добычи нефти по скважинам (см. рис. 3). Выполнены построения зависимостей и карт максимальных дебитов нефти (рис. 7, а), а также удельных максимальных дебитов нефти, приведенных к 1 метру нефтенасыщенной толщины (рис. 7, б). а б в Условные обозначения Абсолютная отметка кровли, м Рис. 3. Накопленные отборы нефти по свитам: а - веякской; б - сандивейской; в - макарихинской Рис. 4. Сопоставление показателей скважин по свитам Рис. 5. Соотношение параметров отборов от НИЗ и обводненности по блокам Рис. 6. Карта распределения плотности текущих подвижных запасов нефти F2 а б F2 Рис. 7. Карта: а - максимальных дебитов нефти; б - удельных максимальных дебитов нефти Можно отметить, что скважины с повышенной продуктивностью тяготеют к разлому колвинской системы, амплитудой до 1500 м, ограничивающим месторождение с юго-запада (разлом назван F2 в геологической модели и далее по тексту). Особенно это видно на картах дебитов скважин (см. рис. 7). Также можно заметить, что на площади выделяются две зоны по дебитам: в левой части месторождения дебиты более высокие. Рассмотрение в разрезе свит показало, что разные уровни дебитов приурочены к разным свитам: скважины с максимальными значениями дебитов отбирают нефть со свиты vk. Для построения зависимостей построены кубы расстояния пластопересечений скважин до разломов: до разлома F2 (рис. 8, а) и до ближайшего разлома. Расстояния от каждой скважины до ближайшего разлома построены для проверки теории о возможном влиянии на продуктивность скважин ближайшего разлома (рис. 8, б). Влияния расстояния до ближайшего нарушения на продуктивность не выявлено. На рис. 9 зависимостей накопленной добычи нефти от расстояния до разлома F2 и зависимостей максимального и удельного дебита нефти от расстояния до разлома F2 наблюдается тренд на увеличение параметров при уменьшении расстояния до разлома. На рис. 10 построены зависимости дебитов отдельно для отложений каждой из свит. Так как выборка позволяла, отобраны скважины, в которых добыча осуществлялась только из одной свиты. По данным рис. 10, для отложений vk и sn выделена зона повышенной продуктивности на расстоянии 2000 м от разлома F2, для отложений mk зона повышенной продуктивности не выявлена. Поскольку для отложений mk зона повышенной продуктивности не выделяется, на рис. 11 исключены скважины, работающие на отложения mk. По данным зависимостей максимального и удельного дебита нефти для отложений vk и sn выделены зоны с разной продуктивностью, граница между которыми отмечается на расстоянии 2000 м от разлома F2. В зоне 700-2000 м дебиты по всем скважинам превышают значения 160 т/сут и 5 т/сут/м, тогда как в зоне далее 2000 м большинство замеров находится в пределах до 263 т/сут и до 7,8 т/сут/м. Исключение составляет одна скважина, выбивающаяся из общего тренда, находящаяся на расстоянии 2838 м от разлома F2; понять причину ее исключительности пока не удалось. Для отложений свиты vk на рис. 10 зона повышенной продуктивности на расстоянии 2000 м от разлома выделяется явно. Удельный дебит в зоне повышенной продуктивности для отложений vk превышает значения в зоне 2000-8000 м в среднем в 3 раза, а по самой продуктивной скважине - в 7,8 раза. Для отложений sn разница по удельному дебиту составляет 2,4 раза (рис. 12, 13). С целью обоснования дебитов новых скважин для каждой из свит vk и sn индивидуально рассчитаны зависимости удельного максимального дебита нефти от расстояния до разлома F2 (рис. 13). В зоне далее 2800 м для vk и от 2000 м для sn величина удельного максимального дебита принята постоянной, а в зоне до 2800 м для vk и от 2000 м для sn увеличивается пропорционально продуктивности скважин. Здесь принято во внимание предположение, что в непосредственной близости к разлому продуктивность вновь снижается, что подтверждается на графиках (см. рис. 13). Полученные зависимости использованы для обоснования дебитов скважин проектного куста, а б Рис. 8. Куб расстояний: а - до регионального разлома F2; б - до ближайшего разлома а б в Рис. 9. Зависимость накопленной добычи нефти от расстояния до разлома F2 в целом по месторождению (а); зависимости максимального (б) и удельного (в) максимального дебитов нефти от расстояния до разлома F2 в целом по месторождению расположенного частично в зоне повышенной продуктивности слаборазбуренного блока 5. Кроме того, оптимизация скважин куста заключалась в корректировке местоположения и назначений скважин. Выполнено сравнение с расчетом дебитов на базе текущего представления о геологическом строении без учета зоны повышенной продуктивности («базовый» расчет). Средний начальный дебит нефти новых скважин куста увеличился 2,6 раза - с 42,8 до 112,9 т/сут. По результатам дополнительной оценки на ГДМ средний начальный дебит новых скважин составил до 65,8 т/сут, т.е. увеличен относительно «базового» в 1,5 раза. Выполнен расчет плановых уровней добычи нефти а б в г д е Рис. 10. Зависимости максимального и удельного максимального дебитов нефти от расстояния до разлома F2 по свитам Месторождения: а - максимальный дебит, vk; б - удельный дебит, vk; в - максимальный дебит, sn; г - удельный дебит, sn; д - максимальный дебит, mk; е - удельный дебит, mk а б Рис. 11. Зависимости максимального (а) и удельного максимального (б) дебитов нефти от расстояния до разлома F2 для отложений vk и sn а б Рис. 12. Сравнение средних значений максимальных (а) и удельных максимальных (б) дебитов нефти по выявленным зонам а б Рис. 13. Зависимость удельного максимального дебита нефти от расстояния до разлома: а - для отложений VK; б - для отложений sn по скважинам нового куста на ГДМ. По результатам сравнения с «базовым» расчетом накопленная добыча нефти увеличена в 1,5 раза в целом по кусту за 15-летний прогнозный период. Суммарный начальный плановый дебит нефти увеличен в 1,8 раза. Заключение 1. Анализ российского и мирового опыта показал, что для объектов разломно-блокового строения отмечено наличие взаимосвязи повышенной продуктивности скважин с расстоянием до тектонического нарушения для объектов разломно-блокового строения. Для некоторых объектов размер зоны повышенной продуктивности определен количественно и составил до 2 км. 2. Проблемы разработки, характерные для тектонически раздробленных объектов, отмечаются на месторождениях ТПНГП. В связи с этим опыт изучения влияния тектонического фактора на разработку месторождений использован для исследования выбранного месторождения ТПНГП. Исследовано влияние тектонических нарушений на продуктивность скважин и выполнен поиск количественных характеристик. 3. По результатам исследования влияния тектонических нарушений на повышенную продуктивность скважин исследуемого месторождения выявлено наличие зоны повышенной продуктивности на расстоянии 2000 м от разлома F2, являющегося сбросом, для отложений vk и sn. Для отложений mk зона повышенной продуктивности не выявлена. 4. Впервые для залежей нефти силурийских отложений исследуемого месторождения ТПНГП выявлена зависимость влияния расстояния от тектонического разлома сбросового типа до эксплуатационных скважин на эффективность их работы. 5. На основании нового представления о геологическом строении месторождения и выделения зоны повышенной продуктивности разработаны рекомендации по оптимизации бурения новых скважин. 6. По результатам оптимизации проектного куста накопленная добыча нефти увеличена в 1,5 раза в целом по кусту за 15-летний прогнозный период. Суммарный начальный плановый дебит нефти увеличен в 1,8 раз.

Об авторах

Ю. С. Щербакова

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

А. В. Распопов

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 111

PDF (Russian) - 38

PDF (English) - 8

Ссылки

• Ссылки не определены.