Высокие темпы развития нефтяной промышленности в России обусловили быстрое истощение высокопродуктивных залежей и рост доли трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).
Кроме того, основной прирост запасов происходит за счет ТРИЗ. Все это обуславливает необходимость совершенствования современных технологий разработки ТРИЗ, что невозможно без понимания структуры и четкого определения критериев отнесения запасов к таковым.
В данной работе под ТРИЗ понимаются запасы, которые нерентабельно добывать при современном уровне технологий, освоенности и доступности разрабатываемых территорий, заключенные в геологически сложнопостроенных коллекторах или представлены малоподвижной (высоковязкой) нефтью. Не существует единой общепринятой классификации критериев отнесения запасов к трудноизвлекаемым, но наиболее распространенной является классификация Э. Халимова и Н. Лисовского, согласно которой выделяют следующие группы критериев:
1. Свойства нефти (высокая вязкость, сернистость);
2. Характеристика коллекторов (низкие Кп и Кпр, малые толщины, высокая расчлененность, низкие Кн);
3. Контактность зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка);
4. Горно-геологические факторы (глубина, многолетнемерзлые породы);
5. Влияние разработки (выработанность);
6. Величина НИЗ (НИЗ<5млн.т);
7. География района работ (природно-климатические условия, шельф).
Для Западной Сибири основными критериями, осложняющими запасы, являются характеристика коллектора и наличие контактных зон. Это связано с тем, что большинство месторождений Западной Сибири сложены низкопроницаемыми коллекторами и залегают полого (угол наклона крыльев не превышает 1−2 оС) [3].
Остановимся на проблеме нефтяных залежей с обширной водонефтяной зоной (ВНЗ), при разработке которых происходит быстрое «подтягивание» подошвенной воды к нефтенасыщенной части пласта и как результат быстрое обводнение скважин. Залежи такого строения, как правило, эксплуатируют на водонапорном режиме.
Данный режим является наиболее эффективным при разработке месторождений, на данном режиме возможно достижение КИН до 0,7−0,8 д.ед. Основным видом энергии при работе на этом режиме является напор подошвенной воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро компенсирует объем отбираемой нефти.
Основная проблема при разработке образование конусов воды и быстрое обводнение скважин. Причиной обводнения является множество факторов, в том числе: активный напор подошвенных вод и отсутствие гидродинамического барьера (например, глинистой перемычки на границе нефть вода).
Активность подошвенных вод можно выразить отношением нефтенасыщенной толщины пласта к эффективной толщине (А = Нэф.н / Нэф).
Если А стремится к 1, то мощность нефтенасыщенной части пласта значительно больше мощности водонасыщенной части, влияние подошвенной воды незначительно и наличие гидродинамического барьера не влияет на скорость обводнения скважин.
Если же А стремится к 0, то мощность нефтенасыщенной части значительно меньше водонасыщенной, в этом случае наличие и мощность гидродинамического барьера играет решающую роль в скорости обводнения. Таким образом, эффективная разработка ТРИЗ контактных зон возможна в областях, где соблюдается баланс между величиной параметра А и мощностью гидродинамического барьера.
Алгоритм выделения в нефтяных массивных залежах ТРИЗ контактных зон представлен на рис. 1.
На основе представленного алгоритма возможно выделение 3 зон, характеризующихся различной скоростью обводнения:
1. Зона с значением А>кр. В этой зоне скважины обводняются спустя длительный промежуток времени.
2. Зона с значением А<кр, но Нгл.пр.>кр. В этой зоне обводнение происходит аналогично предыдущей.
3. Зона с значением А<кр. и Нгл.пр.<кр.
Данная зона характеризуется ТРИЗ, в ней скважины вступают в эксплуатацию с высоким процентом воды либо обводняются в 1е месяцы работы.
Рис. 1. Алгоритм выделения ТРИЗ контактных зон
Главной отличительной особенностью представленной методики является то, что не все запасы, содержащиеся в ВНЗ, необходимо относить к ТРИЗ. В связи с чем появляется возможность перфорировать скважины ближе к поверхности ВНК, что в процессе разработки приведет к уменьшению количества запасов, содержащихся в целиках. Также в отличие от ТРИЗ, которые только описаны в форме 6ГР, преимуществом данной методики является то, что ТРИЗ можно локализовывать и картировать, что, в свою очередь, позволяет вести более эффективную разработку залежи.
Представленный алгоритм опробован на примере пласта БС10-2-1 месторождения К. Пласт характеризуется высокой неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1), разрабатывается с 1986 г. Средний процент входной обводненности скважин по пласту равен 48%.
Таблица 1. Геолого-геофизическая характеристика пласта
На 1м этапе на основе регрессионного анализа определены критические значения параметра А и мощности глинистой перемычки.
На 2м этапе проведено ранжирование карты параметра А и карты мощности глинистой перемычки на основании критических значений.
На 3м этапе проведен анализ данных параметров и выявлены области прогноза низкой входной обводненности, даны рекомендации по бурению.
Основным преимуществом представленного алгоритма является возможность локализовывать ТРИЗ нефти контактных зон по площади залежи. В результате применения предложенного алгоритма выделено 1201 тыс. у.е. ТРИЗ нефти контактных зон, что на 80% меньше, чем величина ТРИЗ нефти этой же категории, выделяемых по стандартной методике по форме 6ГР (согласно этой методике все запасы нефти ВНЗ относят к ТРИЗ).
На участках, в которых запасы по результатам применения методики переведены в категорию «неосложненных», возможно повысить коэффициент охвата залежи разработкой по вертикали, что в свою очередь повысит эффективность разработки залежи в целом.
Таким образом, в данной работе:
1. Представлен алгоритм выделения ТРИЗ контактных зон нефтяных залежей.
2. Представленный алгоритм опробован при выделении зон пласта БС10-2-1 месторождения К.
3. Выделены ТРИЗ и зоны первоочередного бурения на пласт БС10-2-1 месторождения К.
Список литературы
1. Бочков А.С., Гложик Р.Ю., Забоева А.А., Аржиловский А.А. Трудноизвлекаемые запасы нефти. Проблемы классификации и локализации // Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений: сб. науч. тр. / Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». СПб, 2013. С. 74−82.
2. Владимиров И.В. Проблемы разработки контактных зон // Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов: Тр. ВНИИнефть. 2008. №138.
3. Шпуров И.В., Писарницкий А.Д., Пуртова И.П., Вариченко А.И. Трудноизвлекаемые запасы нефти Российской Федерации структура, состояние, перспективы освоения. Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2012. 256 с.
Автор: М. Щепелин, ТюмГНГУ,
