Разработка месторождений углеводородов представляет собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение накопленного опыта и знаний в различных областях.
Одним из сложных механизмов фильтрации характеризуются карбонатные коллекторы. В статье представлен опыт разработки одного из крупных нефтегазоконденсатных месторождений. На основе интерпретированных результатов газодинамических исследований скважин данного месторождения показано, что изучение механизма массоперетока требует более детальных исследований.
Территориально Вуктыльское НГКМ расположено в Вуктыльском районе Республики Коми. В Северной части месторождения находится районный центр г Вуктыл (рис. 1).
РИС. 1. Обзорная карта
В пределах Вуктыльского НГКМ числится 10 залежей углеводородов, 5 из них в автохтонной и 5 в аллохтонной частях разреза.
Наиболее крупным объектом разработки является нижне-пермско-каменноугольная газоконденсатная залежь (Р1-С), которая находится в аллохтонной части разреза. Вуктыльское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в октябре 1968 г.
Вуктыльское газоконденсатное месторождение, Российская Федерация, Республика Коми (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Было открыто в 1964 г. Залежи находятся на глубине 2,2-3,5 км. Начальные запасы газа Вуктыльского газоконденсатного месторождения составляют 388,1 млрд м3. Содержание метана до 85%, конденсата 352 г/м3. Центр добычи - г Вуктыл.
Так как разработка месторождения велась на режиме истощения, это привело к значительным потерям высококипящих углеводородов в виде ретроградно выпавшего в пласте конденсата более 100 млн т. Сложность разработки месторождения обусловлена также трещиноватым типом коллектора. Благодаря теоретическим и экспериментальным исследованиям, выполненным во ВНИИГАЗе, была обоснована технология извлечения выпавшего в пласте конденсата за счет закачки «сухого» неравновесного газа [1].
Вуктыльское НГКМ приурочено к верхнему надвинутому блоку одноименной структуры, представляющей собой фронтальную складку (рис. 2).
РИС. 2. Структурная карта (I - УППГ, II - УКПГ-1, III - УКПГ-2, IV - УКПГ-3, V - УКПГ-4, VI - УКПГ-5, VII - УКПГ-8)
В процессе разведки, освоения и ввода месторождения в разработку были выявлены такие особенности как:
- сложная конфигурация структуры;
- высокий этаж газоносности, более 1400 м;
- высокая разница температур по разрезу, более 25оС;
- высокая разница давлений по разрезу, более 4 Мпа;
- высокое содержание конденсата (360 г/м3 на отметке средневзвешенной плоскости);
- приуроченности залежи к карбонатному массиву с различными типами коллекторов;
- сильно развитая трещиноватость.
Резкая фильтрационная неоднородность продуктивного массива, видимо, связана с широко развитыми зонами трещиноватости, особенно вдоль длинной оси складки. Массивно-пластовая газоконденсатная залежь приурочена к толще, сложенной преимущественно карбонатными породами. Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным. В общем массиве и по отдельным литолого-стратиграфическим пачкам по типу пустотного пространства выделяются коллекторы с гранулярной (поровые), смешанной (каверно-поровые) и порово-трещинной емкостью. По всей толще карбонатов нижней перми-карбона наблюдается широко развитая макро- и микротрещиноватость, определяющая фильтрационную анизотропию. В случае перевода месторождения в режим «хранилища-регулятора» изучение фильтрационной характеристики продуктивных отложений весьма актуально для понимания и изучения процессов фильтрации. Анизотропные свойства начали больше ощущаться при закачке сухого газа и при этом фиксировались дальние прорывы закачиваемого газа. Пути наилучшей фильтрации определяются главным образом трещиноватостью разреза [2].
Выявление трещиноватости продуктивного разреза в основном осуществлялось на основе геолого-промысловых методов. Так, по результатам гидрогазодинамических исследований на основе производных Бурде, наблюдается развитие линейных и билинейных потоков. По данным акустического каротажа, также выделяются кавернозно-трещиноватые участки, которые связаны с зонами тектонической раздробленности.
В настоящей работе для исследования механизма массоперетока в пористой среде было отобрано несколько скважин с проведенными гидродинамическими исследованиями на нестационарных режимах фильтрации. Исследования по скважинам проводились в различные промежутки времени. Результаты испытаний обрабатывались с использованием программного комплекса (ПК) Saphir KAPPA Workstation v5.10.03.
Кроме параметров, определяющих матричную среду, модель двойной пористости также описывается еще двумя переменными: ω - доля трещинно-кавернозной емкости характеризующая долю трещин в общей системе пласта, λ - фильтрационное сопротивление межпоровых перетоков, которое характеризует способность матричных блоков перетекать в систему трещин и определяется отношением проницаемостей «матрица-трещина» km/kf. (рис. 3 - 4).
РИС. 3. Изменение доли трещинно-кавернозной емкости
Скважина 7 Скважина 8
Рисунок 4 - Изменение коэффициента межпоровых перетоков
Согласно представленным результатам расчета установлено, что коэффициент перетока варьируется в широком диапазоне, а также свидетельствует о невысокой активности матрицы. Доля трещинно-кавернозной емкости с течением времени в большинстве случаев возрастает, что говорит о подключении более удаленных высокопроницаемых зон продуктивного пласта Вуктыльского месторождения. Во многом трещинная составляющая является дополнительной степенью свободы модели и требует более корректного определения.
Корректность определения данных параметров трещиноватости и сопутствующих механизмов (размеры блоков, коэффициенты пористости и проницаемости, коэффициент массоперетока, относительные фазовые проницаемости, фазовые превращения) напрямую сказываются на прогнозных показателях.
Литература
1. Тер-Саркисов Р.М., Захаров А.А., Гурленов Е.М., Левитский К.О., Широков А.Н., Контроль за разработкой газоконденсатного месторождения при нагнетании сухого газа в пласт. Геофизические и газогидродинамические метоы. - М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2001. - 194 с.: ил.
2. Тер-Саркисов Р.М., Максимов В.М., Басниев К.С., Дмитриевский А.Н., Сургучев Л.М. Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 452 с.
Автор: С. М. Дуркин, О. А. Морозюк, Р. М. Тер-Саркисов, ФГБОУ ВО УГТУ,
