К оглавлению

УДК 550.8.072:622.276.344

 

© Д. В. Булыгин, Р. Н. Надыршина, 1991

Геологическая модель для анализа эффективности методов повышения нефтеотдачи

Д. В. БУЛЫГИН, Р. Н. НАДЫРШИНА (Союзнефтепромхим)

Исследование геологических факторов, определяющих охват пластов заводнением,- важный резерв повышения эффективности применения физико-химических методов воздействия. Из-за сложности объекта исследования и неоднозначности протекания технологических процессов эти факторы слабо изучены.

При внедрении методов физико-химического воздействия в качестве характеристик пластов участков принято рассматривать средние значения параметров [2]. При таком подходе происходит сглаживание различий параметров пластов по участкам и залежам. Нами проанализировано 19 участков, где применялись кислотные микроэмульсии для повышения нефтеотдачи Ромашкинского месторождения (табл. 1).

Средние значения параметров недостаточно точно характеризуют объект, так как при этом не учитываются фациальная зональность, взаиморасположение пластов, а трехмерность изменения признаков заменяется набором параметров. Поэтому осредненные значения не всегда можно использовать для решения современных вопросов разработки, таких как выявление условий эффективного использования методов воздействия в пределах залежи, определение зон с высокой текущей нефтенасыщенностью, выбор наиболее эффективного механизма физико-химического воздействия на пласт. Возникает необходимость проведения исследований с помощью построения геологических моделей залежи.

При этом интерпретация фациальной обстановки накопления осадков проводилась с использованием стандартного и радиоактивного каротажа с учетом методических указаний [1] в сочетании с петрофизическими исследованиями. Для бобриковских залежей нефти Ромашкинского месторождения было отмечено развитие трех литолого-фациальных типов разрезов: песчаные монолитные пласты (тип 1), песчаные пласты, разделенные непроницаемым глинистым прослоем (тип 2) и переслаивание глинистых песчаников и алевролитов (тип 3). Формирование литолого-фациальных типов связано с различной энергетической характеристикой среды, отражающей переход от русловых фаций к пойменным, что фиксируется в толщине пластов, коэффициентах глинистости, проницаемости и нефтенасыщенности (табл. 2). В краевых частях залежей степень литологической неоднородности каждого из выделенных типов увеличивается.

Охват пласта заводнением формируется под действием планальной изменчивости ФЕС литолого-фациальных типов и различия во взаиморасположении пластов в пространстве между скважинами.

По преобладающему действию того или иного фактора выделены морфогенетические группы природных резервуаров, имеющих локальное развитие даже в пределах одной залежи (рис. 1).

Первая, наиболее распространенная группа имеет зональное строение резервуара, когда можно выделить четкие границы развития каждого литолого-фациального типа. Продуктивный пласт может изменяться по толщине, коллекторским свойствам, но его положение остается на одном стратиграфическом уровне по отношению к маркирующим поверхностям. Иногда встречается «скользящее» положение пласта в разрезе, когда происходит плавное изменение расстояния между маркирующими реперами.

Вторая группа - обособленные в разрезе пласты, залегающие в виде разновозрастных песчаных тел (линз, полулинз), которые представляют собой наложенные друг на друга древние русловые, реже пойменные образования. Пласты занимают несколько структурных уровней (ярусов) относительно реперных поверхностей.

Третья группа сочетание признаков первой и второй групп строения природных резервуаров. Она характеризуется «мозаичной» структурой с большим числом разновидностей рассмотренных литолого-фациальных типов, залегающих, как правило, на одном стратиграфическом уровне. Характер вертикальных контактов пластов нечеткий. В каждой скважине вскрыт свой тип разреза, не повторяющийся в других скважинах. «Мозаичная» структура образований - следствие частой смены условий осадконакопления.

Указанные морфогенетические группы - это части сложной пластовой системы, которые прослеживаются не только в плане, но и в разрезе (рис. 2). Отнесение пластов к тому или иному типу осуществляется на основе выделения и детальной корреляции пластов по геофизическим данным: характерным элементам разреза, кавернам с глубиной размыва до 0,6 м, пачкам глинистых алевролитов, залегающим в области отсутствия коллекторов, а также прослеживанию расстояний между реперами на основе специального алгоритма расчетов на ЭВМ.

От принадлежности к морфогенетической группе пластов зависит динамика обводнения скважин и их реагирование на применение физико-химических методов воздействия на пласт. Поэтому они эффективно могут быть использованы при анализе разработки нефтяных залежей, определении закономерностей распределения пластовых давлений, гидропроводности, текущей нефтенасыщенности, выделении зон реагирования на применение метода повышения нефтеотдачи пластов.

Участки залежи, относящиеся к первой группе, имеют хорошую гидродинамическую связь между скважинами. Для скважин, расположенных в зоне высокопродуктивных русловых песчаников (типы 1-й и 2-й), прослеживается устойчивая реакция на применение физико-химических методов воздействия во всех добывающих скважинах (рис. 3, а). Снижение обводненности имеет плавный характер, что объясняется выравниванием объемов закачиваемой воды, поступающей по разнопроницаемым прослоям, а также высокой текущей выработанностью запасов. В области чередующихся глинистых песчаников и алевролитов эффект от применения этого метода отсутствует (см. рис. 3, б) из-за малых объемов нагнетаемых реагентов, не способных создавать значительных возмущений.

Природные резервуары, относящиеся ко второй группе, характеризуются существенным различием динамики обводнения по скважинам и реакцией их на закачку химпродуктов. Для них возможны «кинжальные» прорывы нагнетаемой воды по высокопроницаемым прослоям. В этом случае вода фильтруется по узким зонам между нагнетательными и добывающими скважинами. Основная часть нефти остается неподвижной и не вырабатывается при заводнении. Тогда использование реагентов, снижающих фазовую проницаемость по воде, приводит к подключению в разработку запасов нефти, не участвующих в процессе нефтевытеснения (см. рис. 3, в). В то же время можно отметить значительное число скважин, вскрывших продуктивные пласты залегающие на ином структурном уровне, чем в нагнетательных скважинах, в которых осуществлялась закачка химпродуктов. Эти скважины не реагируют на применение метода воздействия, так как обводняются от скважин, расположенных за пределами опытного участка (см. рис. 3, г).

Природные резервуары, относящиеся к третьей группе, характеризуются большим колебанием значений пластовых давлений и неоднозначной динамикой обводнения, что указывает на различную степень гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами. Для этих групп природных резервуаров отсутствует зависимость динамики обводнения от приуроченности скважин к тому или иному литолого-фациальному типу. Фациальная пестрота разрезов и сложная пространственная взаимосвязь пластов резко уменьшают охват пласта заводнением, снижают число скважин, реагирующих на закачку химпродуктов до 50-25 %. Значительная часть скважин находится в зоне отсутствия влияния закачки и имеет обводненность минерализованной водой 5-10 %. На применение метода воздействия эти скважины не реагируют (см. рис. 3, е). В то же время небольшая часть скважин, гидродинамически связанная с нагнетательными, резко снижает долю воды в продукции (см. рис. 3, д).

Для повышения прироста нефтеотдачи от применения физико-химических методов воздействия на участках со второй и третьей группами строения природных резервуаров закачку химических реагентов следует сочетать с переводом добывающих скважин под нагнетание и бурением дополнительных скважин.

Выводы

1.     Параметры пластов, рассчитанные как средние значения по участкам, не позволяют сопоставлять между собой условия разработки, поэтому важны не сами параметры, а взаимосвязь пластов в межскважинных интервалах.

2.     При определении эффективности физико-химических методов нужно выделять морфогенетические группы строения природного резервуара, которые характеризуются различной реакцией скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Селли Р.Г. Древние обстановки осадконакопления.- М.: Недра,- 1989.

2.     Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра.- 1985.

Abstract

An approach has been proposed allowing the creation of a geologic model for a natural reservoir for selecting pilot areas and analyzing the efficiency of enhanced oil recovery (E.O.R.) methods. The geologic model is being constructed on the basis of interpretation of fades environments of deposition. An example of the Romashka field Bobrikovian sediments is used to illustrate the lithofacies types of well sections the combination of which is taken into consideration when constructing a geologic model of a pool. The features of a well response in implementing E. O. R. projects for the different morphologic-genetic groups of natural reservoirs are discussed.

 

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика участков

Показатели

Залежь 5

Залежь 31

Толщина, м

5,0*

7,3

4,2-6,1

6,2-8,5

Пористость, %

23,0

23,5

22,5-23,8

21,9-25,1

Проницаемость, мкм2

0,42

0,43

0,28-0,53

0,32-0,70

Нефтенасыщенность, %

86

86

82-90

80-88

Коэффициент расчлененности

1,4

1,8

1,2-1,7

1,7-2,1

Объемная глинистость, %

2,0

2,0

0,7-2,4

1,2-3,0

В числителе - средние по залежи, в знаменателе - пределы изменения.

 

Таблица 2. Параметры пластов II блока залежи 31 по литолого-фациальным типам

Показатели

Тип 1

Тип 2

Тип 3

Эффективная толщина, м

9,3*

8,7

4,7

6,8-11,6

6,2-11,8

2,2-7,6

Число пластов

1,0

2,1

1,8

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,95

0,87

0,45

0,92-1,0

0,72-1,0

0,2-1,0

Глинистость, %

0,8

1,0

3,0

0,3-2,5

0,1-2,8

0,4-7,5

Нефтенасыщенность, %

89

86

78

84-95

74-95

62-90

Проницаемость, мкм2

0,5

0,4

0,3

0,3-0,8

0,1-0,7

0,1-0,7

* В числителе - средние значения, в знаменателе - пределы изменения.

 

Рис. 1. Литологические карты первой (а), второй (б) и третьей (в) групп природного резервуара:

1- скважины добывающие (а), нагнетательные (б); песчаные пласты: 2 - монолитные (тип 1), 3 - разделенные глинистым прослоем (тип 2), 4 - однородные маломощные; 5 - переслаивание глинистых песчаников и алевролитов (тип 3); б - алевролиты; 7 - монолитный песчаный пласт в кровле глинистый; 8 - зона увеличенной толщины тульского горизонта; 9 - зона увеличенной толщины Малиновского надгоризонта; 10 - переслаивание песчаников и углей; 11 - линия выклинивания коллекторов; 12 - глинистость

 

Рис. 2. Схемы корреляции первой (а), второй (б) и третьей (в) морфогенетических групп.

Усл. обозн. см. рис. 1

 

Рис. 3. Динамика обводнения скважин первой (а, б), второй (в, г) и третьей (д, е) морфогенетических групп:

а, в, д - скважины, снизившие обводненность после закачки кислотных микроэмульсий; б, г, е - скважины, не реагирующие на закачку кислотных микроэмульсий; штриховка с правым наклоном - величина снижения обводненности, штриховка с левым наклоном - период закачки кислотных микроэмульсий