В продуктивных объектах наибольшее распространение имеют смешанные (порово-трещинные, трещинно-поровые [1]) коллекторы, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) которых определяются как межблоковым полостным пространством, так и полостным пространством блоков вмещающей породы. Поровые же коллекторы далеки от изотропии и послойно неоднородны, особенно в отношении фильтрационных параметров. Неоднородность фильтрационных параметров, кажущаяся на первый взгляд хаотичной, при детальных исследованиях представляется в большей или меньшей степени упорядоченной: в сложнопостроенной нефтегазоносной толще (безотносительно к ее литотипу и фациальной принадлежности) достаточно обоснованно выделяются две контрастно дифференцированные по фильтрационным параметрам полостные среды - канально-дренажная и блоковая, оказывающие важнейшее влияние на все технологические процессы - от первичного вскрытия пласта до вторичного нефте(газо)извлечения.

Канально-дренажная система формируется как межблоковым полостным пространством, так и межзерново-проницаемыми пропластками и прослойками. Емкость канально-дренажной системы по абсолютному значению гораздо меньше аналогичного параметра для блоковой системы, но фактически за счет высоких фильтрационных параметров, нефтегазонасыщения и нефтеотдачи (для межблокового полостного пространства значения коэффициентов двух последних параметров близки к единице) контролирует наиболее активную долю извлекаемых запасов УВ-сырья. Блоковая система характеризуется большей емкостью по абсолютному значению, но малой (в кратное число раз, а подчас и на порядок меньшей, чем для канально-дренажной системы) проницаемостью, что предопределяет содержание весьма существенной (не меньшей, но чаще всего большей, чем в дренажных каналах), однако трудноизвлекаемой части запасов нефти (газа), которая наиболее рационально вырабатывается путем перетока ("подпитки") из полостного пространства блоков в канально-дренажную систему. Две указанные полостные среды в своем гидрогазодинамическом единстве образуют фильтрационную систему как таковую.

Как видно, подобная модель сложнопостроенного продуктивного объекта выражает диалектическое единство двух несопоставимых по фильтрационным параметрам гидравлических систем, вследствие чего она является универсальной для нефтегазоносных отложений любых генезиса и состава. Описываемое строение имеют не только карбонатные коллекторы. Так, в миоценовых диоритах Мутновского геотермального месторождения на Камчатке [2] установлена рассеченность трещинно-разломными системами (вскрытие которых выявляется различной интенсивности "уходами" в пласт промывочной жидкости и нередкими провалами бурильного инструмента на глубину до 1 м) массива пород на блоки шириной в среднем около 200 м. Осредненное значение блоковой проницаемости составляет 0,06 мкм², а межблоковой - 0,15 мкм².

В единой "связке" канально-дренажная система - блоковая система принципиально возможны три состояния фильтрационной системы:

1. извлечение нефти (газа) осуществляется при интенсивных отборах из канально-дренажной системы с высокими технико-экономическими показателями;
2. "подпитка" канально-дренажной системы со стороны блоковой системы (режим смешанного дренирования - СМ) при неразрывности процессов плоскорадиальной (из полостного пространства блоков в дренажные каналы) и прямолинейно-параллельной (по канально-дренажной системе к забоям скважин) фильтрации УВ-сырья, что весьма рационально технологически и рентабельно с экономической точки зрения;
3. непосредственная гидродинамическая связь стволов скважин с блоковой системой (режим дренирования порового коллектора - П): затяжной и неэкономичный отбор "блоковой" части запасов нефти (газа) из слабопроницаемого полостного пространства блоков.

Очевидно, что на режиме дренирования объекта канально-дренажной системы стремительное опустошение дренажных каналов пласта сменится медленным извлечением флюида из блоков в состоянии П: за пикообразным ростом технико-экономических показателей процесса нефтегазоизвлечения последует столь же резкий спад. Наиболее прогрессивна вторая из перечисленных фильтрационных систем, позволяющая при помощи "средних" темпов отбора УВ-сырья поддерживать процесс равномерной "отработки" канально-дренажной и блоковой систем одновременно по схеме СМ, однако недопонимание значения "двойственности" ФЕС сложнопостроенных коллекторов нередко приводит к тому, что указанная схема дренирования остается нереализованной или не используется в должной степени.

Модель "связки" канально-дренажная система - блоковая система с успехом применяется при изучении ФЕС и процессов промышленной разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатам фамен-позднефранского возраста, слагающим ядра ископаемых органогенных построек Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба. Органогенные постройки указанного региона различны по строению и размерам - от мелких биогермов до более крупных массивов и погребенных палеоатоллов. На рис. 1 , А показан профильный разрез двух (из четырех) нефтеносных куполов Уньвинской органогенной постройки, представляющей собой массив размером около 15*10 км, несколько вытянутый в субширотном направлении. Независимо от типа и величины органогенной постройки нефтеносны только "макушки" их ядер, поэтому продуктивные объекты невелики по размеру и этажу нефтеносности. Так, наиболее крупная нефтяная залежь на собственно Уньвинском куполе одноименной органогенной постройки имеет размер 5,75*5,90 км (по стратоизогипсе, соответствующей начальному положению водонефтяного контакта - ВНК) и этаж 77 м. Нефть в подобных объектах всегда легкая, маловязкая, сильно насыщенная растворенным газом (127,5 м³/т) и содержит небольшое количество серы (0,53 %) для Уньвинского месторождения. Первые два указанных параметра в пластовых условиях и на поверхности составляют 740 и 830 кг/м³ и 1,3 и 4,0 мПа-с соответственно; "пережатие" нефти в начальном пластовом состоянии достигало 10 МПа и более.

Коллекторские типы и ФЕС ядер ископаемых органогенных построек Соликамской депрессии подробно изучены (Денк C.O., 1997). Следует отметить, что в нефтеносных карбонатах имеют место не только (и не столько) широкий спектр типов коллекторов - от чисто трещинного до порового, но и взаимопереходы последних по напластованию и вкрест простирания продуктивных толщ с образованием гидродинамически единых полостных систем, сочетающих монолитные и пористые, лишенные нефтенасыщения и нефтеносные разности, в различной мере разбитые системами тектонических трещин, кавернозные и закарстованные.

Эти взаимопереходы наглядно подтверждаются результатами послойного изучения (см. рис. 1 , б) емкостных свойств рифовых карбонатов в разрезе одной из скважин-первооткрывательниц Уньвинского месторождения: емкость породы в массиве (m_об) определялась по каротажным данным (методом ННК-Т), межзерновая пористость - по нетрещиноватым образцам керна (m_мз), а емкость межблокового полостного пространства - согласно известной зависимости m_МП = m_об -m_мз. Как видно, в ядре органогенной постройки сложно переслаиваются участки с "нормальной пористостью" (m_мз ⁼ 8-11 %) и приближающейся к 0,03 мкм² межзерновой проницаемостью и интервалы развития коллекторов трещинного и порово-трещинного типов, в которых m_мп варьирует от 1-2 до 2,5-3,5 % при ничтожно малой (0,5-2,0 %) межзерновой пористости и соответствующей проводимости вмещающей породы. Образцы каменного материала в ряде случаев содержат карстовые каналы, имеющие вид щелеподобных каверн длиной 5-6 см (реже до 10 см) и раскрытостью до 1-8 мм; очевидно, именно эти полостные образования обусловливают высокие емкостные (3 % и более) и фильтрационные (подчас свыше 1 мкм²) показатели внешне лишенных "нормальной пористости" участков разреза.

Диалектическое единство этих противоположностей воплощается в смешанных коллекторских типах, в том числе порово-трещинном, который изучен на примере скв. 36-ОГН (фильтр 2156-2182 м): при сопоставимых значениях т_мп и m_мз (в среднем 2,11 и 1,6 % соответственно) матрица окремнелых известняков содержала нефть, но могла ее отдавать лишь путем "подпитки" межблокового полостного пространства, фильтрационные параметры которого превышали 0,1 мкм². Процесс "подпитки" - массоперенос из полостного пространства блоков в межблоковое полостное пространство - четко отображался на кривой восстановления забойного давления (КВД) ступенеобразным изломом ( рис. 2 ), определяющим тот диапазон изменения Р_заб в котором имеет место "подпитка" (DРп). Величина DРп физически выражает возможность как извлечения пластовых флюидов раздельно из межблокового полостного пространства и полостного пространства блоков (в более общем случае - из канально-дренажной и блоковой систем), так и совместной выработки этих двух противоположных по фильтрационным параметрам коллекторских сред. Поэтому фильтрационная система сложнопостроенного объекта зависит в первую очередь от темпов отбора УВ-сырья, являющихся функцией депрессии на пласт и Р_заб.

Пример видоизменения состояний фильтрационной системы в процессе разработки дает участок залежи Уньвинского месторождения, дренируемый скв. 82 (фильтр 2255-2312 м), параметры эксплуатации которого представлены на рис. 3 . В течение первого года эксплуатации продуктивные карбонаты дренировались в состоянии канально-дренажной системы с высокими темпами ежесуточного и накопленного отборов, причем вначале было "отработано" межблоковое полостное пространство (что отражалось наиболее быстрым - на 1,4 МПа в течение восьми месяцев - уменьшением Рпл' с извлечением 53 тыс. т нефти, т.е. динамическая (полезная) составляющая межблоковой емкости равнялась 1,1 %. В последующем из межзерново-пористой (12-14 % по каротажным данным) части дренажных каналов было отобрано еще около 70 тыс. т безводной нефти при меньшей скорости снижения Рпл' . Таким образом, суммарная "вместимость" канально-дренажной системы в зоне дренирования скв. 82 контролировала около 120 тыс. т нефти (около 52 % накопленного отбора из скважины в целом), причем емкостные доли межблокового полостного пространства и "нормально пористых" прослоев соотносились как 0,76 : 1.

Результаты разработки описываемого участка залежи показали: во-первых, существенную динамическую емкость канально-дренажной системы, активность и мобильность контролируемых ею запасов нефти; во-вторых, важную роль межблокового полостного пространства в формировании дренажной системы сложнопостроенного продуктивного объекта - полезная межблоковая емкость, хотя и на порядок меньше "нормальной пористости" по абсолютному значению (1,1 против 12 %), но вмещает сопоставимые извлекаемые запасы нефти.

Опустошение канально-дренажной системы повлекло за собой дренирование блоковой системы путем "подпитки" каналов со стороны полостного пространства блоков и перестройку состояния фильтрационной системы в СМ в последующие 5 лет с извлечением 100 тыс. т нефти. Меньшая энергетическая эффективность гидродинамического режима подтока нефти из пор обусловила резкое снижение технических показателей эксплуатации (особенно ежесуточных отборов), в то время как по субвертикально ориентированным трещинным системам к забою скв. 82 прорвалась сначала напорная подошвенная вода (1988-1990 гг.) в объеме 16-20%, а с 1990 г. началась "промывка" канально-дренажной системы нагнетаемой внутрь контура нефтеносности пресной водой. К 1991 г. закачиваемая вода уже полностью контролировала объем дренажных каналов и циркулировала в нем, нефть же "выжималась" непосредственно из блоковой системы (состояние П) при накопленном отборе менее 10 тыс. т. Очевидно, что последнее состояние фильтрационной системы оказалось наименее эффективным со всех точек зрения, причем перестройка состояния фильтрационной системы из СМ в П прямо обусловливалась негативным влиянием высоконапорного заводнения, полностью " рассогласовавшего" гидродинамическую систему коллектора.

Аналогичная неравномерность выработки запасов нефти из канально-дренажной и блоковой систем отмечалась и для всей залежи Уньвинского месторождения, за исключением начального 5-летнего периода эксплуатации, в течение которого продуктивный объект дренировался строго ограниченным ( рис. 4 ) фондом разведочных скважин при естественном упруговодонапорном режиме пласта. В частности, подробленность ядра органогенной постройки крутонаклонными трещинно-кавернозными системами обусловила подъем напорных подошвенных вод к забою присводовой скв. 36-ОГН. В указанный промежуток времени фильтрационная система коллектора обеспечивала равномерную "подпитку" дренажных каналов из блоковой системы (состояние СМ), однако недостаточная активность поднефтяных вод - к январю 1985 г. Рпл', в зоне отбора снижается практически на 8 МПа при отборе менее 120 тыс. т нефти - привела к необходимости применения поддержания пластового давления с реализацией системы внутриконтурного заводнения залежи (в мае 1985 г. под нагнетание первой была переведена скв. 36-ОГН).

Этап активной разработки залежи с применением поддержания пластового давления (1986-1992 гг.) характеризовался интенсивным извлечением запасов нефти из канальнодренажной системы: так, в течение первых 3 лет отмечалось быстрое разбуривание продуктивного объекта (фонд добывающих скважин возрастает пятикратно) при нарастающих темпах заводнения рифовых карбонатов {практически 20-кратное увеличение объемов нагнетаемой воды)и отборов нефти - последние нередко превышали 20 % текущих извлекаемых запасов. Эффективность подобного форсирования, как и следовало ожидать, оказалась низкой: первые признаки "промывки" канально-дренажной системы появились в 1987-1988 гг., когда обводненность продукции скачкообразно возросла от 3,4 до 23,3 %; "пик" ежегодного отбора нефти - 288 тыс. т - был достигнут в 1989 г. уже на фоне последовавшей депрессии добычи. Вытеснение водой большей части "дренажной" нефти завершилось в 1992 г., о чем можно судить по дальнейшей стабилизации содержания воды в продукции залежи. Извлеченные из канально-дренажной системы запасы составили не менее 1,3 млн. т, между тем как начальные извлекаемые запасы нефти в "нормально пористых" участках ядра Уньвинской органогенной постройки оценивались немного большими 0,2 млн. т. Таким образом, с достаточной достоверностью на долю межблокового пористого пространства можно отнести 1,0-1,1 млн. т нефти, или около 1/2 интегрального отбора в целом по залежи. Это еще раз подтверждает важнейшую роль межблоковой составляющей в формировании не только фильтрационных, но и емкостных свойств сложнопостроенного продуктивного объекта.

Существенное опорожнение канально-дренажной системы привело к непродолжительной "отработке" залежи в состоянии СМ, которое по мере дальнейшей "промывки" дренажных каналов самопроизвольно перестроилось в состояние П.

Можно с уверенностью предположить, что современный этап разработки продуктивного объекта по схеме П будет длительным и малоэффективным ввиду дренирования блоковой среды с весьма низкими фильтрационными параметрами.

Опыт многолетней промышленной эксплуатации нефтяной залежи в ядре Уньвинской органогенной постройки свидетельствует о том, что выработка запасов нефти из подобного рода коллекторов наиболее рациональна при сохранении состояния СМ фильтрационной системы, имевшего место в 1981-1985 гг., когда блоковая система сравнительно равномерно "подпитывает" канально-дренажную систему (см. рис. 4 ). Недостаточная активность подошвенных вод должна была возмещаться законтурным либо приконтурным заводнением (Денк C.O., 1997), темпы отбора нефти следовало ограничить 7,0-11,5 % текущих запасов, а также сохранить фонд добывающих скважин на уровне 10-11 ед., ограничиваясь преимущественно разведочными скважинами, дренирующими наиболее трещиноватые, кавернозные, проницаемые и продуктивные зоны залежи, образовавшие канально-дренажную систему.

Типичная же методика интенсивных отборов нефти и внутриконтурного заводнения рифового массива могла лишь "рассогласовать" гидродинамическую систему и привести к неравномерной выработке вначале канально-дренажной системы (с характерной стремительностью как роста, так и спада добычи УВ-сырья), а затем длительному извлечению нефти из блоковой системы при соответствующих низких технико-экономических показателях. Следует отметить, что подобную перспективу можно было бы предугадать при своевременном построении и внимательном анализе графиков динамики основных параметров, характеризующих фильтрационную систему пласта, - накопленного отбора и обводненности - еще в 1987-1988 гг., когда нарастание SQ_H стало сопровождаться фактически пропорциональным возрастанием обводнения. В дальнейшем прогноз подтвердился наилучшим образом: в условиях поддержания пластового давления путем внутриконтурного заводнения нагнетаемый агент продвигался в первую очередь по зонам с наиболее высокими фильтрационными параметрами - сквозь межблоковое полостное пространство коллектора и межзерново-проницаемые участки, слагающие канально-дренажную систему, и быстро вытеснял из них нефть с кратковременным достижением "пиковых" темпов извлечения УВ-сырья и негативными последствиями в виде обводнения канально-дренажной системы и необходимости отбора нефти из блоковой части сообразно фильтрационной системе порового коллектора П. Недопонимание особенностей строения продуктивной карбонатной толщи как гидродинамического единства (искусственно "расщепляемого" на компоненты) канально-дренажной и блоковой систем и сугубо эмпирический подход к планированию процессов нефтеи-влечения на практике наглядно проявились в предельном - около 1,5 млн. м³ - форсировании внутриконтурного заводнения в 1993 г., когда канально-дренажная система была уже в основном "промыта" и вода циркулировала сквозь нее без совершения полезной работы по вытеснению нефти. Практически следовало еще в 1992 г. существенно снизить темп нагнетания воды в залежь, хотя бы по экономическим соображениям.

Основной вывод очевиден: моделирование динамики фильтрационной системы {например, по двум основным показателям разработки продуктивных объектов - SQ _н и n) разрабатывающихся нефтегазоносных толщ со сложным строением имеет значение не только (и не столько) для ретроспективного анализа, но главным образом для решения текущих вопросов промышленной эксплуатации. Иными словами, необходимо рационально управлять изменением состояния фильтрационной системы пласта. Стихийное, неосознанное вмешательство в динамику состояний фильтрационной системы, как показывает опыт разработки турне-фаменской залежи Уньвинского месторождения, приводит только к отрицательному результату. Напротив, целенаправленное достижение наиболее экономически и технологически рационального состояния фильтрационной системы требует лишь соблюдения весьма элементарных ограничений (прежде всего перепадов давления на пласт, опосредствуемых значениями темпа отбора и закачки), чаще всего в своеобразной форме "подсказываемых" самой гидродинамической системой: в частности, из рис. 3 , б следует, что в геометрическом смысле равнодействующая двух участков графика - канально-дренажная система и П - выражает наиболее выгодное состояние фильтрационной системы сложнопостроенного объекта как гидродинамического единства двух полостных систем.

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. - М.: Недра,1982.
2. Кирюхин А.В. Моделирование естественного состояния и эксплуатации высокотемпературного гидротермального резервуара Дачный Мутновского геотермального месторождения// Вулканология и сейсмология. -1993. - № 4. - С. 18-19.

In the article is presented the interesting knowledge of oil and gas-bearing stratum as filtration system consisting of two subsystems (components): channel-drainage and block - differed by a conductivity index. Within the scope of similar ideas, the process of oil and gas recovery is intrepreted as fluid exchange between components which intensity and efficiency is in the long run controlled by a value of formation pressure drop {depression and repression). The author offers a graphoanalytical method for studying the filtration system states by diagrams showing the changes of main parameters of pool development - accumulated oil withdrawal and water cutting of well production.

1- нефтеносная часть рифовых карбонатов; 2 - рифовые карбонаты: 3 - межблоковая составляющая емкости; 4 - межзерновая пористость: 5 - фильтр скважины

Pпл' - динамическое пластовое давление; Q - осредненный дебит жидкости; n - обводненность: SQн - накопленный отбор нефти, в том числе раздельно из канально-дренажной системы (КДС) (SQкдс) и поровой составляющей блоков (SQп )

Усл. обозначения см. на рис. 3.