К оглавлению

УДК 622.279:552.578.2.061.4

Геологические аспекты интенсификации освоения запасов газа и конденсата в карбонатных коллекторах

М.А. ПОЛИТЫКИНА (ВУНИПИГаз)

При эксплуатации Оренбургского, Вуктыльского, Карачаганакского и Астраханского газоконденсатных месторождений возникли трудности при извлечении флюидов из карбонатных коллекторов сложного строения. Рассмотрим геологическое строение этих объектов разработки и процессы, воздействующие на их фильтрационные свойства.

Основными элементами строения крупных карбонатных массивов являются: толщи-резервуары, где сосредоточено преобладающее число пластов-коллекторов, примыкающие к ним низкопоровые пласты-коллекторы и пачки плотных практически непроницаемых пород, препятствующих гидродинамической сообщаемости толщ-резервуаров по вертикали [1]. Резкая неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород присуща всем карбонатным толщам и обусловлена процессами литогенеза. Вертикальная неоднородность является следствием цикличности процессов карбонатного осадконакопления, латеральная вызвана сменой фаций по площади в каждом стратиграфическом интервале. Залежи с большим объемом продуктивных пород, как правило, характеризуются затрудненной гидродинамической связью (исключая локальные участки открытой трещиноватости). По фильтрационному признаку выделены три типа коллекторов: низкопроницаемый (абсолютная проницаемость менее 1*10-14 м2), с улучшенными фильтрационными свойствами (УФС), проницаемость этих пластов примерно на порядок выше, чем в первом типе, и пласты-суперколлекторы (суперпроводники), проницаемость которых на несколько порядков выше, чем у первых двух типов. Среди них различают субгоризонтально-трещиноватый (плитчатый) и массивно-рыхлый; в первом случае сверхпроводимость обеспечена трещинами, во втором - крупнопоровой матрицей.

Основные запасы газа и конденсата аккумулированы в низкопроницаемых коллекторах. Пропорционально проницаемости происходит отработка залежи: опережающая выработка пластов-суперколлекторов и пластов с УФС и слабое вовлечение в активную разработку запасов в низкопроницаемых пластах. Для ОГКМ еще в 1979 г. был сделан прогноз об опережающей отработке запасов третьего геологического объекта, с лучшей матричной проницаемостью коллекторов [2].

Рассмотрим факторы, влияющие на освоение и отработку запасов газа в низкопроницаемом коллекторе, на примере первого объекта ОГКМ, представленного нижнепермскими (сакмаро-артинскими) карбонатами. Объект сложен в основном тонко-поровыми известняками хемо-, биохемо- и органогенного происхождения участками доломитизированными, сульфатизированными, битуминизированными. В центральной части ОГКМ широко развита вертикальная трещиноватость; трещины, как правило, заполнены сульфатами кальция (ангидрит, гипс). Сульфаты занимают также и поровое пространство коллекторов, что существенно снижает эффективную пористость и проницаемость. В отдельных пропластках и пластах отмечается наличие тонких раскрытых горизонтальных трещин. Размер поровых каналов по данным изучения керна колеблется в пределах от 0,1-0,6 до 3-8 мкм, единично достигает 20-40 мкм. Средняя величина открытой пористости коллекторов 11,6%, абсолютная проницаемость 2*10-15 м , иногда достигает 6*10-14 м2.

Наличие вертикальной «залеченной» трещиноватости, затрудняя латеральное движение газа по пласту к скважине, как бы разбивает продуктивные пласты на микроблоки, отработка запасов которых осуществляется преимущественно за счет горизонтальной трещиноватости. Тонкопоровое строение коллекторов обусловливает возможность проявления значительных капиллярных сил и создание в процессе бурения и освоения скважин (а также при их капитальном ремонте) экранирующего «водного барьера», прорыв которого связан с необходимостью достижения очень высоких перепадов давления. В зонах развития высокой остаточной нефтегазонасыщенности и битуминизации просветность фильтрующих каналов снижается за счет перекрытия (или существенного уменьшения) части каналов битумной пленкой (битуминизация коллекторов характерна для всех вторичных газоконденсатных залежей).

Таким образом, с учетом указанных явлений отработка запасов в центральной части ОГКМ связана с поступлением газа из матрицы в горизонтальные раскрытые трещины и движением по ним к забоям скважин.

В процессе бурения происходит ухудшение естественных фильтрационных свойств пород в прискважинной зоне, при этом механизм ухудшения различен для неоднородных типов коллекторов и зависит от структуры пустотного пространства. Суперколлекторы (как с горизонтальной трещиноватостью, так и массивно-рыхлые) и пласты с УФС подвергаются кольматации твердой фазой бурового раствора. Процесс кольматации пород проницаемостью более 0,05 мкм2 твердой фазой бурового раствора установлен экспериментально на кернах Вуктыльского месторождения [3]. В низкопроницаемых разностях (0,05-0,001 мкм2) проникновение в поры глинистого материала и утяжелителя не наблюдается. В тонкопоровых низкопроницаемых коллекторах идет процесс капиллярной пропитки фильтратом бурового раствора и «блокирование» от газонасыщенной части пласта.

Таким образом, факторами, ухудшающими проницаемость природных фильтрационных путей, являются: капиллярные барьеры, загрязнение (забивание) открытых субгоризонтальных трещин и более крупных пор тонкодисперсной твердой фазой раствора (глиной). Плотная глинистая масса в трещинах еще более уплотняется за счет капиллярного «отсоса» в матрицу, что делает ее трудноизвлекаемой. В породах более крупнопоровых за счет проникновения фильтрата бурового раствора снижается фазовая проницаемость для газа. Плотная глинистая корка, уплотненная за счет как гидростатических и динамических нагрузок, так и капиллярного «отсоса» воды, образует практически непроницаемый барьер для выхода газа из пласта.

Самым популярным методом интенсификации притока из карбонатных пород является солянокислотная обработка (СКО). При оценке ее эффективности на ОГКМ установлено, что при существующей технологии воздействию подвергается лишь нижняя часть обрабатываемого интервала продуктивной толщи (Иванин В.С., Сабиров X.Ш., 1985 г.). Для обработки вышележащих продуктивных пластов рекомендованы методы поинтервальных СКО с пакерующей жидкостью и механическим наполнителем.

По величине давления, создаваемого в процессе СКО на забое скважины, можно выделить интервалы пласта, подвергшиеся интенсивной обработке. Проведенная на многих скважинах ОГКМ повторная кавернометрия показала, что в конкретных условиях открытого забоя при мощности продуктивной толщи в несколько сотен метров обрабатываются лишь отдельные пропластки, как правило, приуроченные к нижней части забоя. Вышележащие пласты-коллекторы практически не дают прямого притока в скважину. Это приводит к тому, что реальный достигнутый дебит существенно ниже потенциального, обеспечиваемого вскрытой эффективной мощностью. Связь между удельной продуктивностью скважин и вскрытой толщиной коллекторов приведена на рисунке.

Сходная ситуация складывается в настоящий момент и на месторождении Карачаганак. Сопоставление вскрытой эффективной толщины продуктивных интервалов по действующим скважинам с рабочими дебитами и дренируемыми запасами (таблица) показывает отсутствие связи между этими параметрами, что явно свидетельствует об отработке лишь отдельных пропластков эффективной мощности. Геофизическими исследованиями, проведенными в скв. 101, установлена селективная отработка отдельных пропластков.

Аналогичная картина наблюдалась и на Вуктыльском месторождении. Обобщение опыта интенсификации добычи газа показало, что эффективность СКО в основном зависит от ФЕС исследуемого интервала и степени его загрязнения в процессе бурения; обработке подвергаются незначительные по толщине пласты, к которым и приурочен основной поток газа (Белов В.И., 1979 г.). Для увеличения охвата обработкой с различной эффективностью применялись гидрокислотный разрыв, повторные обработки с использованием гидрофобных углеводородно-кислотных эмульсий. Для снижения или устранения отрицательного техногенного воздействия на природную проницаемость пород целесообразно применять в процессе бурения, освоения и последующих обработок растворы, облагороженные ПАВ; для снижения эффекта капиллярных сил проводить «сушку» призабойной зоны метанолом, а для удаления глинистой корки с поверхности - солянокислотные ванны (СКВ).

Для увеличения природных ФЕС пород необходимо: 1) снятие последствий деформации пласта при его разбуривании и освоении (приводящих к уплотнению коллектора, уменьшению до смыкания просветности трещин и поровых каналов) с помощью гидропескоструйной перфорации, вызывающей направленную радиальную разгрузку, способствующую раскрытию вертикальных микротрещин с последующей СКО - ГРП (гидроразрывом пласта); 2) проведение многообъемной СКО в режиме раскрытия микротрещин (при создании на забое скважин давления не менее 0,75-0,8 горного); 3) проведение ГРП для создания фильтрационных каналов с повышенной проницаемостью. Рабочая жидкость при ГРП должна обладать минимальной смачивающей способностью, чтобы не создавать пленки жидкости на стенках трещин и предотвратить капиллярную пропитку. Закачка кислоты желательна с понизителями реакции и в объемах, достаточных для развития протяженных трещин (объем из расчета создания трещин с общей раскрытостью 100 мм на 1 м в радиусе не менее 50-100 м, т. е. 20-70 м3 на 1 м эффективной толщины).

Для направленного развития трещин при ГРП при невозможности проведения щелевой разгрузки рекомендуется многократный микроразрыв пласта с помощью ПГД (пороховой генератор давления) и с загущенной перфорацией - 20-40 отв/м2.

При сильной сульфатизации поверхность вновь образованных трещин целесообразно обработать растворами с микробиологическими добавками, разрушающими сульфаты; эффективны обработки 20 %-ного NaOH с добавкой 0,5 % трилона Б.

С целью интенсификации охвата запасов в «старых» скважинах необходимо проанализировать параметры предыдущих обработок (репрессию глинистого раствора на пласт с учетом динамических нагрузок, толщину глинистой корки, распределение депрессии кислоты на пласт, наличие зон проникновения в пласт) и результаты повторной кавернометрии и промысловых ГИС.

Для успешной интенсификации освоения вскрытых запасов в зоне скважины необходимо использовать дискретную информацию, строго привязанную к продуктивному разрезу и дающую максимально полное представление о размещении в нем коллекторов с разными литофизическими свойствами.

При проведении работ по интенсификации необходимо исходить из всей совокупности литофизической информации по скважине, т. е. использовать геологическую модель разреза. Эта модель, направленная не только на увеличение рабочего дебита скважин, но и на повышение текущей и конечной компонентоотдачи, включает: 1) распределение запасов газа и конденсата по коллекторам с различными ФЕС; 2) типы коллекторов с неодинаковыми ФЕС, особенности фильтрации в каждом типе (тонкопоровый, средне- и крупнопоровый, трещинный, с двойной системой проницаемости); 3) характеристику минералогического и химического состава каждого типа (содержание кальцита, доломита, кремнезема, сульфатов, битумов; их пространственное размещение и влияние на проницаемость); 4) насыщенность каждого типа коллекторов и ее влияние на фильтрацию (с учетом фазовой проницаемости и возможности «перерождения» порового коллектора во флюидоупор в процессе разработки). Такая модель позволит технологам-интенсификаторам подобрать и осуществить мероприятия по максимальному использованию литофизических свойств интервала для повышения компонентоотдачи, например целенаправленная СКО, наиболее оптимальная технологически для каждого типа коллекторов.

Для интенсификации освоения всех запасов целесообразно поэтапное их освоение, с учетом ФЕС, начиная с самых плохих и кончая суперколлекторами. В скважинах с закрытой конструкцией - это поинтервальная (по типам коллекторов) перфорация; при открытом стволе предварительно до освоения и обработок проводится «запечатывание» суперколлекторов и пластов с УФС веществами, легко впоследствии удаляемыми (например, мелом), и затем освоение низкопроницаемых пластов. После проведения исследований на разных режимах «распечатываются» (либо перфорируются) и осваиваются пласты с УФС и последними - суперколлекторы. Освоение запасов с учетом знания их размещения по ФЕС позволит регулировать отработку запасов, нагружая лучшие пласты ограниченным числом скважин, расположенных в определенных участках, и существенно повысить конечную газо- и компонентоотдачу.

Для достижения потенциального дебита эксплуатационных скважин, обеспечиваемого работой всего продуктивного интервала, необходимо освоение по всему разрезу пластов с УФС и суперколлекторов. Это дает возможность не только охватить разработкой все коллекторы, но и извлечь запасы низкопроницаемых пластов через лучшие коллекторы-проводники. Создание депрессии в работающем хорошем пласте вызывает движение газа из низкопроницаемой матрицы, в этот пласт и по нему - в скважину. Решение этой первоочередной задачи сводится к очистке от загрязнения всех пластов с УФС (и суперколлекторов). При этом необходим учет величины репрессий, так как надо «продавить» глинистые корки и «пробки», образовавшиеся при бурении. СКО будут достаточно эффективными, если их проводить на режиме раскрытия микротрещин, учитывая и заметное изменение по площади величины горного давления на кровлю продуктивной толщи за счет наличия соляных куполов. Как показывает опыт разработки Оренбургского месторождения и Карачаганака, закачка кислоты должна проводиться при градиенте давления не менее 0,75-0,85 от горного по всему обрабатываемому интервалу.

Более сложной представляется проблема освоения низкопроницаемых тонкопоровых коллекторов, связанная как с блокирующим влиянием фильтрата бурового раствора, проникающего в пласт, так и с природной низкой фильтрующей способностью этих коллекторов. Для вытеснения фильтрата необходимо преодолеть капиллярное давление, вязкостное и вязкоупругое, которые существенно зависят от радиуса капилляра: возрастают с его уменьшением и достигают больших значений в капиллярах радиусов 0,2-0,5 мкм.

Оценка проявления поверхностных сил при взаимодействии фильтрата бурового раствора с низкопористыми (5-10 %) и низкопроницаемыми коллекторами (0,005- 0,1 мкм2) Вуктыльского месторождения [3] показала, что в узких капиллярах вязкоупругие силы значительно превышают силы поверхностного натяжения, для их преодоления необходимы значительные депрессии (например, в капиллярах 0,1 мкм около 30- 60 МПа). Снижение вязкоупругих сил может быть достигнуто обработкой гидрофобными жидкостями. В более крупных капиллярах, где преобладают силы поверхностного натяжения, эффекта вытеснения фильтрата можно достигнуть введением ПАВ. Учитывая разнообразие размеров пустот в пластах, исследователи предлагают ориентироваться на параметр проницаемости, сдвигая, соотношение гидрофобизатор - ПАВ в сторону возрастания количества ПАВ для более проницаемых коллекторов и в сторону уменьшения ПАВ и увеличения гидрофобизатора для низкопроницаемых.

Весьма актуальной является проблема интенсификации притока газа из малопроницаемых коллекторов. Естественная проницаемость пластов в условиях больших глубин не обеспечивает промышленных притоков в скважину. Это связано с негативными влиянием остаточной водо-насыщенности и горного давления, сильно снижающими относительную проницаемость (на 60-80 %). Стандартные методы интенсификации, как правило, неэффективны. Необходимость вовлечения в разработку запасов низкопроницаемых коллекторов диктуется прежде всего тем, что они являются преобладающими. При освоении и эксплуатации пластов с УФС плановые отборы, рассчитанные от общих запасов, приходятся на долю активных. Последствия этого очевидны: быстрое падение пластового давления, деформация трещин, выпадение конденсата, возможность раннего обводнения, уменьшение коэффициента компонентоотдачи.

Успешное решение задачи по освоению запасов залежей с низкими ФЕС продуктивных горизонтов зависит от учета реальных литофизических особенностей обрабатываемого интервала и применения направленных методов селективного воздействия.

В связи с изложенным необходимо широко развернуть работы по интенсификации освоения промышленных запасов для достижения потенциального дебита, обеспечиваемого эффективной толщиной, и повышения газо- и компонентоотдачи с использованием физико-химических операций, воздействующих на пласт и его призабойную зону, и новых методов. Одним из последних, эффективность которого доказана промышленными экспериментами, является бурение горизонтальных скважин, обеспечивающее увеличение площади дренирования и коэффициента конечного извлечения УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Жабрев И.П., Политыкина М.А. Особенности газовых месторождений, связанных с крупными карбонатными массивами // Обзор. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных меторождений.- М.- ВНИИЭгаз-пром.- 1983.- Вып. 9.- С. 1-60.

2.      Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа.- 1980.- № 6.- С. 26-33.

3.      Морозов О.А., Анисимов А.А., Чернов М.K. Промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов в газовых газоконденсатных скважинах на примере Вуктыльского месторождения. // Обзор. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.- ВНИИЭгазпром.- 1984.- Вып. 3.

 

Таблица

Номер скважины

Интервал вскрытия продуктивной толщи

Эффективная толщина, м

Толщина пластов с УФС, м

Рабочий дебит после СКО, тыс. м4/сут

Дренируемый объем, на 1/II 1985 г., млрд. м3

16

4510-4565

44

8

500

2,5

101

3992-4312

149

62

400

1,45

102

4050-4320

55

8

700

1,3

103

4246-4290

43

9

93

0,38

104

4284-4555

72

14

1003

10,3

105

3989-4210

57

14

1294

2,95

109

3731-4190

161

8

677

2,47

111

4100-4528

89

25

510

1,2

113

4276-4472

37

11

322

2,1

 

Рисунок График зависимости удельной продуктивности от вскрытой толщины коллекторов по скважинам Оренбургского месторождения

1 - значения эффективной толщины (м) по эксплуатационным скважинам, 2 - усредненные величины эффективной толщины по группам (шаг 10 м)