|
УДК 622.276.003.13:553:55 |
Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах на месторождениях высоковязких нефтей - важнейший резерв повышения эффективности их разработки
На примере пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.
Д.В. КОНОВАЛОВ (Коминефть), А.В. ПЕТУХОВ (УхтИИ)
Опыт разработки нефтяных месторождений как в СССР, так и за рубежом показывает, что максимальная нефтеотдача достигается при упруговодонапорном режиме. На месторождениях с низкой энергией краевых вод нефтеотдачу повышают методами вторичного воздействия на пласт (заводнение, тепловое воздействие, закачка в пласт газа и т. д.), однако не всегда получают ожидаемый эффект.
Результаты опытно-промышленных работ на участке паротеплового воздействия (ПТВ) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения показывают, что наличие высокопроницаемых зон в нефтяном пласте северо-восточного простирания приводит к преждевременным прорывам теплоносителя к забоям добывающих скважин. Опережающее продвижение теплоносителя снижает эффективность ПТВ, уменьшает коэффициент охвата и степень выработки запасов нефти. Поэтому в процессе разработки продуктивного пласта приходится останавливать добывающие скважины, в которые произошел прорыв теплоносителя. Одна из главных причин низкой эффективности вторичного воздействия на пласт при разработке нефтяных месторождений - резкая анизотропия коллекторских свойств, и прежде всего их фильтрационной составляющей, обусловленная наличием зон тектонического разуплотнения. Последние представляют парагенетические ассоциации разномасштабных дизъюнктивов и различных по генезису зон повышенной трещиноватости во вмещающих породах с разрывом их сплошности без видимого смещения. Зоны тектонического разуплотнения имеют линейный (в случае их пересечения с системами иного простирания - линейно-очаговый) характер, повышенная флюидопроводность пород в них обеспечивается разветвленной системой тектонических «каналов» различных размеров и морфологии: от типичных дизъюнктивов до микротрещин, иногда отмечаются процессы выщелачивания, карстообразования и др.
Наиболее сильно анизотропия коллекторских свойств проявляется при разработке залежей высоковязких нефтей, что обусловлено неодинаковой эффективной вязкостью их в разных частях пласта. В низкопроницаемых коллекторах аномалии вязкости более интенсивные, чем в высокопроницаемых [2]. Поэтому успех разработки таких залежей в значительной степени определяется своевременностью установления высокопроницаемых участков, что наглядно иллюстрируется на примере разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Последняя
приурочена к среднекаменноугольно-нижнепермскому карбонатному массиву. Нефть
залежи характеризуется аномальными свойствами (
до 700мПа*с,
=0,942 г/см3) и в условиях
пласта проявляет себя как неньютоновская жидкость. Наличие пород-коллекторов
порового, порово-кавернозно-трещинного и трещинного типов, отсутствие явной
приуроченности высокопроницаемых участков к текстурно-генетическим ассоциациям
карбонатных пород и присутствие развитой системы трещин в значительной мере
затрудняют разработку залежи. Последняя разрабатывается с 1977 г. на
естественном режиме, с марта 1982 г. на опытно-промышленном участке,
расположенном в ее центре, начата эксплуатация скважин с применением ПТВ.
По состоянию на 1/1 1985 г. на нем пробурено 77 скважин, а всего их на залежи 413. Опытно-промышленные работы по внедрению современной технологии ПТВ показали ее высокую эффективность (нефтеотдача в среднем увеличилась в 1,5 раза). Вместе с тем в процессе разработки, как уже упоминалось выше, выявлены и некоторые отрицательные явления ПТВ, вызванные наличием в залежи аномально высокопроницаемых участков. Существование последних в карбонатном массиве пород-коллекторов, вмещающем пермо-карбоновую залежь, в настоящее время не вызывает сомнения. Установлено также их выдержанное линейное простирание, т. е. очевидна их генетическая приуроченность к зонам тектонического разуплотнения, которые развиты в районах повышенной тектонической напряженности пластов. Непластичность (жесткость) карбонатов в период формирования структуры, обусловливает интенсивное образование трещин и микротрещин. Разуплотнение и трещиноватость способствуют развитию процессов растворения, перекристаллизации, каверно- и карстообразования и существенно улучшают фильтрационно-емкостные свойства карбонатного коллектора.
С учетом этого предложена методика выявления ареалов зон тектонического разуплотнения и преобладающих направлений фильтрации, базирующаяся на комплексном использовании промыслово-геофизических и дистанционных исследований.
Для пермо-карбоновой залежи характерно довольно четкое разделение карбонатного резервуара по кривым КС на две части. Верхняя (260 м) - высокоомная и нижняя (180 м) - низкоомная представлены переслаивающимися маломощными пластами-коллекторами и плотными породами (рис. 1). В высокоомной части установлены поровые и порово-кавернозно-трещинные коллекторы, в низкоомной - преимущественно трещинные. ВНК располагается в низкоомной части. Нижняя граница высокоомной части, четко фиксируемая большими градиент-зондами в продуктивных скважинах, лишь отделяет нефтенасыщенную часть разреза. Коэффициент нефтенасыщения в этой части меняется от 0,8 до 0,84, в то время как в низкоомной редко превышает 0,7, изменяясь от 0,6 до 0,68.
Для прослеживания обеих частей по площади и разрезу залежи на диаграммах стандартного и индукционного каротажа были зафиксированы уровни уменьшения сопротивления и построены карты мощностей высоко- и низкоомной частей, а также структурная карта поверхности уровней снижения сопротивления. При этом отмечалось, что в рядом расположенных скважинах они иногда резко отличаются, а в некоторых скважинах фиксируются на более низких гипсометрических отметках, «врезаясь» в плотные карбонатные породы с маломощными прослоями коллекторов (рис. 2). Объяснить это локальной литологической изменчивостью пород нельзя, так как по данным ГИС и изучения керна резкой смены литологического состава пород-коллекторов там не происходит.
Следовательно, участки с наиболее низкими гипсометрическими отметками уровней падения сопротивления приурочены к районам высокой тектонической напряженности, т. е. распространение высокоомной части вниз, в плотные карбонатные породы, свидетельствует об их повышенной трещиноватости и хороших фильтрационно-емкостных свойствах при высоком удельном нефтенасыщении сильно трещиноватых разностей, чем и объясняется их высокое сопротивление.
Таким образом, участки максимальной мощности высокоомной части залежи, которые выделяются на карте мощностей в отдельные линейно-очаговые аномалии, генетически связаны с зонами тектонического разуплотнения. Об этом свидетельствует также и то, что эти аномалии имеют определенное выдержанное простирание.
На основании вышеизложенного были установлены ареалы зон тектонического разуплотнения (рис. 3). В центре залежи вдоль структуры выделяется наиболее протяженный ареал северо-западного простирания, разделяющий залежь на две части. Его пересекают более мелкие ареалы субширотного и северо-восточного направления. Такое распространение зон тектонического разуплотнения в разрезе пермо-карбоновой залежи подтверждает высказанное предположение о существовании в Тимано-Печорской провинции четырех доминирующих систем трещиноватости, образующих диагональную и ортогональную сетки [3].
О развитии высокопроницаемых участков в продуктивных отложениях пермо-карбоновой залежи по тем же направлениям свидетельствуют и результаты работ по гидропрослушиванию скважин, а также высокие значения проницаемости отдельных пластов по данным гидродинамических исследований. Кроме того, необходимо отметить, что участки пересечения ареалов зон тектонического разуплотнения должны характеризоваться наибольшей трещиноватостью, а следовательно, более высокими фильтрационными свойствами. Подтверждением этому является, например, участок E1, расположенный на пересечении ареалов зон тектонического разуплотнения северо-западного и северо-восточного простирания. Скважины этого участка, эксплуатируемые на естественном режиме, имеют высокие дебиты.
Таким образом, выявленные на залежи линейно-очаговые ареалы зон тектонического разуплотнения позволили объяснить прорывы теплоносителя с участка ПТВ на участок Е1, а также относительно высокие дебиты скважин, работающих на естественном режиме на участке E1. Этим же объясняются интенсивные поглощения промывочной жидкости в карбонатной толще в процессе бурения. Большинство скважин, в которых наблюдалось полное и частичное поглощение промывочной жидкости, расположено в ареалах тектонического разуплотнения. Следует отметить, что такой прогноз на пермо-карбоновой залежи был сделан при очень плотной сетке скважин (более 500, включая пробуренные на нижележащие горизонты).
Как показывает опыт разработки залежи, участки высокой проницаемости необходимо выделять еще на стадии разведки месторождения, а преобладающие направления их следует учитывать при составлении схемы разработки. Эффективность такого прогноза повысится, если использовать результаты дешифрирования космо- и аэрофотоснимков в комплексе с данными промыслово-геофизических и буровых работ (особенно в слаборазбуренных районах). Интервалы же зон разуплотнения, как правило, почти не охарактеризованы керном, поэтому дистанционные исследования наиболее эффективны для выявления и трассирования зон разуплотнения и выяснения особенностей морфологии участков повышенной тектонической трещиноватости в продуктивных отложениях. В настоящее время уже получены первые обнадеживающие результаты, открывающие широкие перспективы предложенного метода [1].
Выводы
1.Широкое распространение зон тектонического разуплотнения и специфика строения нефтесодержащего карбонатного резервуара пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения способствуют более эффективному применению методов ПТВ на пласт. Намеченные закономерности развития таких зон можно использовать при разработке соседних месторождений Колвинского мегавала (Возейское, Харьягинское и др.), подтверждением этому служит сходство в морфологии и ориентировке этих зон на значительном пространстве.
2. Зоны тектонического разуплотнения в разрезе Усинского месторождения, как правило, «секут» весь продуктивный комплекс и характеризуются «сквозной» вертикальной проницаемостью. Это позволяет по-новому подойти к объяснению многозалежности месторождения с установлением пространственных связей между отдельными нефтегазоносными комплексами при определяющей роли вертикальной миграции в формировании нефтяных залежей.
3. Для прогноза высокопроницаемых участков на стадии разведки и начальной стадии разработки залежей высоковязких нефтей целесообразно в комплексе с традиционными геолого-геофизическими методами применять дистанционные исследования, являющиеся пока единственно эффективными при пространственной диагностике зон тектонического разуплотнения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амурский Г.И., Абраменюк Г.А., Соловьев В.Н. Анализ мезотрещиноватости по космическим снимкам - актуальное направление изучения нефтяных и газовых месторождений.- Исследования Земли из космоса, 1984, № 6, с. 37-39.
2. Базылев А.П. Оценка аномалий вязкости нефти пермо-карбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения по данным гидродинамических методов исследования.- В кн.: Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. М., 1979, вып. 7. с. 56-60.
3. Шаблинская Н.В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтегазоносности палеозоя.- Труды ВНИГРИ. Л„ 1982, с. 1-20.
Рис. 1. Строение продуктивной части залежи.
1 - кривая КС; 2 - кавернограмма: 3 - кривая ПС, 4 - породы-коллекторы; 5 - плотные породы
Рис. 2. Поперечный геологический профиль пермо-карбоновой залежи.
1 - высокоомная часть; 2 - низкоомная часть; 3 - кровля карбонатов нижней перми-карбона; 4 - граница падения сопротивления; 5 - ВНК (проведен условно на отметке-1310 м); 6 - зоны тектонического разуплотнения
Рис. 3. Карта мощностей высокоомной части залежи.
1 - изопахиты высокоомной части, м; 2 -- ареалы зон тектонического разуплотнения; 3 - контур нефтеносности; скважины: 4 пробуренные без осложнений, 5 - с полным поглощением промывочной жидкости в карбонатной толще нижней перми - карбона, 6 - с частичным поглощением промывочной жидкости в карбонатной толще нижней перми - карбона; 7 - опытно-промышленный участок ПТВ; 8 - участки, на которых планируется провести опытные работы по влажному внутрипластовому горению; 9 - линия профиля