К оглавлению	УДК 553.042:553.98
	© К. Б. Аширов, 1991

О значении геолого-физической базы для решения проблемы оценки запасов нефти и газа и рациональных условий их выработки

К.Б. АШИРОВ (СПтИ)

Складывающаяся обстановка с обеспечением страны энергоресурсами, в частности, возможное резкое снижение добычи нефти к 1995 г. требуют поиска в первую очередь научных путей поднятия эффективности выработки запасов на разрабатываемых месторождениях. Главная причина, не позволяющая компенсировать падение добычи нефти, связана с тем, что вновь открываемые месторождения имеют небольшие запасы, нефть в них высокой вязкости, что затрудняет их разработку [3].

Отсюда должен быть сделан вывод о необходимости нового подхода к разработке нефтяных месторождений, для чего следует выявить недостатки в существующих технологических приемах разработки и наметить пути поднятия ее эффективности.

Основные причины невысокой результативности разработки - недоучет геолого-физических условий и особенностей строения залежей, т. е. низкое качество вскрытия пластов, необоснованное осреднение основных их параметров, что приводит к неполному охвату залежей выработкой, а отсюда и к низкой нефтеотдаче.

Данное обстоятельство сложилось как бы исторически и связано было с тем, что проектирование разработки с самого начала взяли в свои руки гидродинамики-математики, потеснив геологов, физиков и представителей других наук. При этом априорно принималось, что залежи однородны и в расчетах использовались усредненные параметры. В качестве примера можно привести принятое в МИНГе в проекте разработки Ромашкинского месторождения совмещение в одном эксплуатационном объекте (горизонте Д-I) шести пластов, разнородных по проницаемости. При этом гидродинамическими расчетами была обоснована возможность их одновременной совместной эксплуатации, так как худшие из них имели высокую проницаемость, около 200 мкм².

Фактически при общих фильтрах дренировались лишь нижние, более проницаемые, пласты, из-за чего по прошествии большого промежутка времени Татнефтью было внедрено дополнительное очаговое заводнение отдельно на каждый недренировавшийся пласт и этим исправлено положение.

В практике проектирования обычно принимается, что песчаные и карбонатные толщи в разрезе осадочных пород, в частности на территории Урало-Поволжья, рассматриваются в качестве протяженных и выдержанных. Это служит основанием для принятия в расчетах средних мощностей для всей площади залежей, включая даже и площади ВНК.

Однако в период разработки платформенных залежей с законтурным заводнением было установлено, что в законтурных нагнетательных скважинах уже в 1 - 1,5 км от внешних контуров нефтеносности песчаные пласты оказывались резко деградированными, выклинивающимися, а то и полностью замещались глинами [1].

Аналогично ведут себя и карбонатные коллекторы, которые на структурных поднятиях развиты в рифогенных фациях, а в законтурных зонах переходят в плотные глинистые разности, практически лишенные проницаемости (К.Б. Аширов, С.С. Гудошников, 1976 г.). Как и у песчаных пластов, у карбонатных наблюдается снижение пористости и проницаемости от кровельных участков к их подошвам и на крыльях, что согласуется с рифогенными условиями их седиментации.

Так, на Никольском месторождении Самарской области в объеме залежи нижнекаменноугольного песчаного пласта Б₂ в кровле структуры пористость составляет 12,5 %, а проницаемость 370 мкм², тогда как в подошве залежи и на крыльях пористость снижается до 9,5 %, а проницаемость до 92 мкм².

Аналогично на Могутовском месторождении в кровле того же стратиграфического объекта - нижнекаменноугольного песчаного пласта Б₂ - пористость равна 15 %, а проницаемость 816 мкм², тогда как в подошве и на крыльях пористость его снижается до 9 %, а проницаемость до 119 мкм².

На Кулешовском месторождении в среднекаменноугольном карбонатном коллекторе пласта А₄ в кровле структуры пористость составляет 23 % при проницаемости 500 мкм², а в подошве залежи и на крыльях пористость снижается до 9 %, а проницаемость до 55 мкм².

Подход к залежам как к единым объектам с проведением гидродинамических расчетов по среднепластовым параметрам без учета их неоднородности приводит к недовыработке слабопроницаемых интервалов и снижению нефтеотдачи.

Важен учет взаимосвязанных систем трещиноватости продуктивных пластов. Наличие трещин подтверждается частичными поглощениями в процессе бурения, а также контролем с помощью меченых жидкостей. Селективный характер продвижения воды, окрашенной флюоресцином, наглядно демонстрируется результатами закачки на Калиновском месторождении в Самарской области, где была зафиксирована скорость ее продвижения до 200 м/сут (рисунок). Удобство контроля за продвижением воды, закачанной в нагнетательную скв. 338, при условии внутриконтурного заводнения связано с тем, что здесь площадь разбурена по 150-метровой сетке.

Аналогичные исследования в Самарской области проводились на Яблоневском, Покровском и Дерюжевском месторождениях, и везде фиксировалось линейное продвижение воды по трассам трещиноватости со скоростями в сотни метров в сутки без существенного охвата выработкой межтрещинных участков матриц. В результате выявлено, что тектоническая трещиноватость на платформенных структурах развита более интенсивно на крутых крыльях и в меньшей степени на пологих. Условие формирования трещиноватости - сочетание пластичных глин и солей с компетентными песчаниками и карбонатами, на контактах которых и развиваются вертикально ориентированные трещины, поэтому трещиноватость всегда имеется под покрышками. При наличии в продуктивных пластах пропластков глин или солей формируются дополнительные этажи трещиноватости. Глубина вертикальных трещин зависит от мощности покрышек (чем мощнее покрышки, тем на большую глубину рассечены пласты трещинами). Раскрытость трещин обычно от единиц до первых десятков микрон, что на порядок выше, чем размеры межпоровых каналов.

Практика заводнения недостаточно очищенными сточными водами показала, что за счет приемистости трещин возможна закачка воды с частицами от 20*10^-6 м и выше. При увеличении давления нагнетания, еще не достигшего давления гидроразрыва, раскрытость трещин может возрастать многократно.

При заводнении основные объемы закачиваемой воды перехватываются трассами трещиноватости. Неучет тектонической трещиноватости при проектировании разработки приводит к бесполезному промыванию закачиваемой водой в продолжении всего времени разработки месторождений указанных трасс, снижая за счет этого охват залежей выработкой.

Один из недостатков проектирования разработки месторождений - недоучет неоднородности нефтей.

Для залежей характерны облегченность и меньшая вязкость пластовых нефтей в сводах структур и возрастание их к подошвам и на крыльях. Так, в горизонте Д1 Ромашкинского месторождения на юго-западном крутом крыле структуры вязкость нефти 2,2 мПа-с, тогда как на пологом северо-восточном крыле она достигает 4,2 при вязкости в своде 2,5. Однако значительное увеличение вязкости обычно наблюдается по вертикали от сводовых участков залежей к их подошвам.

Например, в Башкирии в пласте Д₁ Сергеевского месторождения вязкость пластовой нефти возрастает от 14,7 мПа-с в кровле до 41,3 в подошве, т. е. почти в 3 раза, в нижнекаменноугольном пласте Б₂ Арланского месторождения - от 25,4 мПа-с до 47,3 в подошве. В Пермской области в пласте А₄ башкирского яруса Осинского месторождения вязкость пластовой нефти в своде структуры 12 мПа-с, в подошве около 100; в Самарской области в пласте А₄ башкирского яруса Боровского месторождения вязкость соответственно изменяется от 50 мПа-с до 200, а в нижнекаменноугольном пласте Б₂ Радаевского месторождения - от 25,8 мПа-с до 64.

Если учесть, что при отборах глубинных проб основная доля нефтей поступает в пробоотборники из кровельных, наиболее проницаемых и трещиноватых, интервалов, то можно представить, насколько не соответствуют «средним» значениям принимаемые расчетные параметры вязкости.

При проектировании разработки не учитывают важную физическую особенность строения залежей - наличие на стенках пор гидрофобизирующих их слоев из полярных компонентов нефтей (асфальтенов, смол, парафинов и др.), получивших название граничных слоев. По данным И.Л. Мархасина [2], особое свойство нефтей граничных слоев - повышенная (в 5-10 раз) вязкость по сравнению с вязкостью подвижной внутрипоровой нефти.

Толщина граничных слоев на стенках пор может достигать (1-2)*10^-6 м, что приводит к «омертвлению» нефти при разработке в промытых интервалах. Объем «омертвленной» нефти зависит от пластовой температуры, и при высоком тепловом воздействии нефть граничных слоев может отмываться почти полностью. И, наоборот, при внутриконтурной закачке холодной воды, особенно в зимнее время, по данным И.Л. Мархасина, объемы остаточной нефти в поровых объемах пластов могут достигать 40-50 % и более.

В последнее время интересные данные получены О.В. Ковалевой, установившей, что на крупных месторождениях. Самарской области (Мухановском, Дмитриевском, Михайлово-Коханском и др.) за 25-30-летний период разработки в промытых интервалах пластов в граничных слоях осталось в среднем 29,5 % нефти от первоначальных ее поровых объемов.

Большие погрешности при определении пористости и проницаемости коллекторов связаны с практикой предварительного горячего экстрагирования образцов в лабораториях физики нефтяного пласта.

Согласно принятой методике перед лабораторными определениями пористости и проницаемости нефтенасыщенные образцы очищаются от нефти длительным экстрагированием в сокслетах прокачкой сквозь них кипящих растворителей типа изопропилового спирта, спиртобензола и др. Проведенный в Гипровостокнефти анализ результатов определения указанных параметров на огромном объеме фактических данных показал, что при горячем экстрагировании за счет удаления из образцов твердого битума (при его наличии), который необходимо рассматривать не в качестве флюида, а в качестве цемента, допускается резкое необоснованное завышение указанных параметров.

Исследования по четырем месторождениям Самарской и Оренбургской областей (Бобровскому, Кулешовскому, Благодаровскому и Лебяжинскому) показали, что в 45 % образцов, характеризующих примерно 20 % мощности пластов, содержится твердый битум, заполняющий поровые объемы от 8,13 до 83,6 %. Искажающее завышение значений пористости и проницаемости, связанное с удалением из образцов твердых битумов, достигает часто 20 % от объема пор, что и вызывает необоснованное завышение запасов.

Столь же значительна завышенность показателей проницаемости продуктивных пластов, иногда в несколько раз и даже на порядок, что приводит к искажениям результатов гидродинамических расчетов при проектировании разработки. Поэтому истинные значения рассматриваемых параметров должны быть получены по петрографическим шлифам или при холодном экстрагировании.

От истинных значений отклоняются параметры пористости, проницаемости и нефте- и водонасыщенности по промыслово-геофизическим данным без применения методики, обеспечивающей учет в поровых объемах нефтенасыщенных пород включений твердых битумов.

При проектировании разработки нефтяных месторождений обычно не учитываются такие факторы, как градиенты динамического сдвига нефтей, определяющие рациональную плотность скважин, характер минерализации погребенных вод в объемах залежей, условия нахождения их в поровых объемах и др.

Естественно, что все рассмотренные особенности строения коллекторов и залежей необходимо учитывать при подсчетах запасов, проектировании и осуществлении разработки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аширов К.Б., Гудошников С.С., Любарская Н.Б. Влияние условий осадкообразования на формирование песчаных коллекторов с определенным типом неоднородности // Труды Гипровостокнефти,- Куйбышев.- 1977.- Вып. XXIX - С. 118-127.

2. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.- М.: Недра.- 1977.

3. Сургучев М.Л., Гомзиков В.Г., Семин Е.И. Динамика конечной нефтеотдачи пластов // Геология нефти и газа.- 1989,- № 7,- С. 28-31.

Abstract

In estimating recovered oil reserves and projecting oil field development, their geologic and physical conditions are not sufficiently considered, with the priority given to hydrodynamic calculations based on average parameters. The above mentioned practice involves low indices of development with an average oil recovery as high as O. 4 throughout the country. In projecting, the availability of fracturing that reduces drastically the coverage of pools by working is not taken into account at all. At average parameters, not considered are regularities in decreasing bed thickness from the crestal parts to flanks, regularities in their porosity and permeability reduction from arches to bases and in a significant enhance of the viscosity of oils.

Рисунок Направления суточных продвижений окрашенной воды, закачанной в скв. 338 Калиновского месторождения