Глава 2. Особенности геолого-физических характеристик месторождений Баженовской свиты

2.1.Основные геолого-физические параметры залежи нефти Баженовской свиты Средне-Назымского и Галяновского месторождений

Средне-Назымское нефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области на правобережной части реки Оби, открыто в 1980 году.

Свойства нефти Средне-Назымского месторождения изучены по поверхностной пробе скв. 219 глубина отбора 2300 м (интервал 2720-2735 м). По результатам лабораторных исследований нефть характеризуется как легкая с плотностью 0, 828 г/см3, малосернистая (серы 0, 49%), малопарафинистая (1, 76%). Вязкость пластовой нефти в пластовых условиях составила 0, 62 мПа*с, газосодержание – 126 м3/т, объемный коэффициент – 1, 29.

Химический анализ пластовых вод месторождения выполнен всего в трех скважинах. Минерализация воды, в среднем 19, 4 мг/л, плотность воды в пластовых условиях 1, 021 г/см3, вязкость воды в пластовых условиях – 0, 35 мПа*с.По результатам анализа и проведенных исследований основные параметры залежей нефти Бженовской свиты Средне-Назымского месторождения отражены в таблице 2.1.. Разрез экспериментального участка представлен чередованием проницаемых карбонатов и низкопроницаемых аргиллитов.

Таблица 2.1.

Основные геолого-физические параметры залежи нефти Баженовской свиты Средне-Назымского месторождения

Параметры	Единицы измерения	Значения
Глубина залегания	м
Общая толщина	м
Эффективная толщина	м	7, 0
Пористость	%	8, 0
Начальная нефтенасыщенность	д.ед.	0, 85
Средняя проницаемость	10^-3мкм²	4, 2
Коэффициент песчанистости	д.ед.	0, 18
Коэффициент расчлененности	д.ед.
Пластовая температура	^оС
Начальное пластовое давление	МПа	33, 1
Текущее пластовое давление	МПа	17 - 23
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	0, 62
Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м³
Объемный коэффициент	д.ед.	1, 282
Общее количество смол и парафинов	%	6, 7
Газовый фактор	м³/т
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа·с	0, 33

Для схематизации участка для проведения оценочных гидродинамических расчетов приняты следующие данные: общая толщина пласта- 25 м, коэффициент расчлененности – 6, проницаемость карбонатной части коллектора - на уровне10-1 мкм².

Поэтому схематизация пласта БС Средне-Назымского месторождения в районе скв. № 219 можно принять в следующем виде (таблица 2.2.).

Исследования кернов, отобранных из 24 скважины Галяновского месторождения. Пиролитический метод исследования образцов керогеносодержащих пород основан на том, что десорбция газовых и жидких углеводородов, а также последующая деструкция органического вещества кернов происходит при разных температурах, содержание продуктов определяется в специальных детекторах.

Таблица 2.2.

Геологическая схематизация опытного участка проведения ОПР по термогазовому методу на залежи Баженовской свиты Средне-Назымского месторождения в районе скважин №219

Проницаемость 1·10^-7 мкм²	Толщина 6 м	Пористость 2, 7%
Проницаемость 100·10^-3 мкм²	Толщина 2 м	Пористость 2, 43%
Проницаемость 1·10^-7 мкм²	Толщина 5 м	Пористость 2, 19%
Проницаемость 100·10^-3 мкм²	Толщина 3 м	Пористость 4, 17%
Проницаемость 1·10^-7 мкм²	Толщина 7 м	Пористость 1, 69%
Проницаемость 100·10^-3 мкм²	Толщина 1 м	Пористость 2, 7%

Образец керна (массой около 100 мг) постепенно нагревается до температуры 550 ^оС в инертной атмосфере по специальной программе.

На Галяновском месторождении порода представлена аргиллитом битуминозным серого, темно-серого, коричневато-серого, местами черного цвета, местами слоистым, иногда массивным. Слоистость субвертикальная, тонкая до нитевидной. По всему разрезу присутствуют редкие включения желваков и линзочек тонкокристаллического пирита, отмечаются редкие зеркала скольжения, а также редкие, тонкие, субвертикальные иногда разноориентированные трещины, в верхней части разреза заполненные белым кальцитом. В нижней части разреза по ним отмечаются выпоты нефти. Интенсивное проявление нефти отмечается с глубины 2726 м.

На Средне-Назымском месторождении порода представлена аргиллитом битуминозным серого, темно-серого, коричневато-серого, местами черного цвета, преимущественно алевритистым, иногда глауконитовым, пиритизированным, реже известковым. Встречаются прослои известняка (алевритового, псаммитового, пиритизированного) и доломита (пиритизированного, битуминозного). По всему интервалу порода преимущественно плотная, непористая, иногда массивная, параллельно слоистая и субпараллельно ориентированная, иногда волнистая и штриховато-полосчатая, подчеркнута пиритизацией и ориентировкой углефицированного растительного детрита.

Как следует из проведенных исследований, для Галяновского месторождения распределение органического вещества по площади крайне неравномерно, и содержание органического углерода различается в 2 раза. Так, для скв. 2024 содержание нативной нефти (если исключить данные для глубины отбора 2723, 3 м) составляет примерно 10 мг УВ/г породы, а нефтегенерационный потенциал - около 50 мг УВ/г. При этом разброс данных по толщине пласта незначителен. Для скв. 42 в нижней и верхней частях прослоя содержание нативной нефти примерно в 3 раза ниже, чем в скв. 2024 и в 5 раз ниже, чем в средней части.

Несколько иные результаты получены при исследовании кернов из скважин Средне-Назымского месторождения. Усредненное по разрезу содержание нативной нефти и нефтегенерационного потенциала мало отличаются друг от друга (соответственно 4, 85 и 28, 4 мг УВ/г породы для скв. 3002 и 4, 2 и 23 мг УВ/г породы для скв. 3002) и в 2 раза ниже, чем для Галяновского месторождения. Однако имеется еще одно весьма существенное отличие. Измеренный нефтегенерационный потенциал S₂ (генерация углеводородов из керогена при нагревании) может изменяться по толщине пласта более чем в 50 раз. При этом самым низким его значениям соответствуют максимальный выход СО₂, образующегося, очевидно, при термическом разложении карбонатов. Для кернов Галяновского месторождения таких низких значений S₂ (порядка единиц мг УВ/г породы) не наблюдалось.

Значения изученных параметров могут сильно отличаться как по толщине разреза, так и по площади залегания. Поэтому приведенные данные из-за ограниченности использованного кернового материала носят предварительный характер. Для получения более обоснованных значений необходимо проведение широкомасштабных исследований геохимических характеристик кернового материала из всех пробуренных скважин в сочетании с геолого-физическими, петрографическими и другими применяемыми методами.

2.2. Динамика нефтеизвлечения на Приобском месторождении

Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири, административно располагается в Ханты-Мансийском районе. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. т. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2, 4 млрд. т. Залежи на глубине 2, 3—2, 6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м3), умеренное содержание парафинов (2, 4-2, 5%) и содержание серы 1, 2-1, 3 % (относится к классу сернистых). Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40, 2 млн. т.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:

1.Глубина продуктивных пластов - 2400-2600 м.

2.Залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый.

3.Толщина пластовАС10, АС11 и АС12 соответственно до 20, 6, 42, 6 и 40, 6 м.

4.Начальное пластовое давление - 23, 5-25 Мпа.

5.Пластовая температура - 90-92°С.

6.Низкая проницаемость коллекторов.

7.Высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов.

8.Вязкость пластовой нефти - 1, 4-1, 6 мПа*с.

9.Давление насыщения нефти- 9-11 Мпа.

10.Нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Значительная часть запасов нефти Приобского месторождения содержится в низкопроницаемых коллекторах и относится к категории трудноизвлекаемых запасов. На их долю приходится около 72% от всех извлекаемых запасов промышленных категорий. Предполагаемое относительно низкое конечное извлечение нефти при разработке с применением заводнения (20-29% на различных участках, рассчитанное на изотермических моделях) на Приобском месторождении предопределяет актуальность и необходимость разработки и внедрения инновационных МУН.

Особенности геолого-физических параметров продуктивных пластов Приобского месторождения, в первую очередь повышенный уровень пластовой температуры (90-92°С), являются важной предпосылкой целесообразности применения здесь термогазового МУН. Для обоснования целесообразности применения ТГВ на Приобском месторождении были проведены значительные по объему экспериментальные и теоретические исследования.

На рис. 2.1. показаны результаты модельных расчетов динамики нефтеотдачи в площадном элементе при заводнении неоднородного по проницаемости пласта, насыщенного маловязкой нефтью (1, 5 мПа*с при пластовой температуре 80 °С).

В первом случае (вариант 1) происходило изотермическое вытеснение водой (температура закачиваемой воды на забое нагнетательной скв. 80 °С), в варианте 2 температура закачиваемой воды на забое нагнетательной скважины составляла 8°С. Отчетливо видно, что динамика нефтеотдачи во втором варианте заметно хуже таковой в варианте 1, а конечная нефтеотдача (при достижении обводненности 98%) снизилась более чем на 3%.

Возможное выпадение парафина, блокирование фильтрации в охлажденных пластах при закачке холодной воды не моделировалось и, поэтому, учитывая также то, что на ряде месторождений пластовые температуры могут достигать 100-120 °С, представленные результаты являются не самыми негативными. Особую опасность при холодном заводнении представляют пропластки суперколлекторов (в том числе трещины гидроразрыва), а также повышенное содержание асфальтеносмолистопарафиновых веществ (АСПВ) в нефти.

Рис. 2.1.Динамика нефтеизвлечения в элементе пласта при закачке воды с начальной пластовой температурой (80 °С - вариант 1), и холодной воды (8 °С - вариант 2)

Для экспериментов использовались керны и пластовые флюиды Приобского месторождения. Термогазовые смеси (ТГС) изготовлялись путем смешения в бомбе PVT газов, состав которых (CO2, N2, легкие углеводороды) определен по результатам экспериментов по окислению нефтей на трубных моделях. Проведенные в ООО «ГРИТ» эксперименты по фильтрации на кернах показали, что при растворении ТГС в нефти понижается вязкость и плотность нефти, а при фильтрации ТГС на кернах происходит многоконтактная смесимость с нефтью и практически полное ее вытеснение.

В свою очередь, полученные в ООО «ОЦИиР» кинетические закономерности автоокисления нефти при ТГВ показали:

- наличие двух стадий окисления с выходом продуктов окисления нефти (N2, CO2, CO, углеводородные газы ~2, 5%) - «быстрая» стадия реакции и «основная» стадия (поглощение основного количества кислорода);

- период индукции при автоокислении нефти составляет менее 2 суток при пластовой температуре.

Сравнение экспериментальных данных при многоконтактной смесимости между газом и нефтью Приобского месторождения с одной стороны, и математических исследований ТГВ с другой, показали практически полную сходимость значений коэффициента вытеснения нефти, а именно:

- при фильтрации продуктов окисления нефти в насыпной слим-модели пласта (длиной 9, 9 м) Квыт=0, 90-0, 95;

- при фильтрации ТГС №3 на кернах (ТГС №3 соответствует составу передней части оторочки смешивающегося агента при ТГВ) Квыт=0, 93;

- при математическом моделировании ТГВ c применением модели CMG STARS на основе использования уравнений трехмерной трехфазной многокомпонентной фильтрации и описания тепловых процессов Квыт=0, 90-0, 93.

В процессе исследований было проведено обоснование технологических параметров процесса на типовом элементе пласта, включая водовоздушное отношение, забойные давления на скважинах, скорости продвижения оторочки, концентрации компонентов в газовой и жидкой фазах. Для выбранного варианта были рассмотрены различные подходы по регулированию процесса ТГВ, в том числе, регулирование продвижения фронта как по площади, так и по разрезу, применение чередующейся закачки воздуха и воды.

Расчеты выполнены для нескольких участков Приобского месторождения. Проведены оценка технологических показателей применения ТГВ и их сопоставление с показателями заводнения, оценка экономических показателей ТГВ по действующему регламенту, их сопоставление с экономическими показателями разработки с применением заводнения.

На рис. 2.2. приведено сопоставление расчетных показателей разработки на режиме изотермического заводнения и ТГВ для одного из участков месторождения, насчитывающем 12 скважин.

Рис. 2.2. Динамика нефтеизвлечения на одном из участков Приобского месторождения при разработке с применением заводнения и с термогазовым воздействием

Видно, что ТГВ при разработке участка, находящегося на начальной стадии разработки, позволяет достичь значения КИН 0, 41 при объеме закачки воздуха, составившего 30% от порового объема участка. Накопленный удельный расход воздуха на добычу нефти не превысил 440 нм³ /т.

Планируется реализация проекта опытно-промышленных работ по ТГВ на Приобском месторождении. В последние годы в ряде нефтяных компаний ведется работа по подготовке промысловых испытаний МУН, в том числе ТГВ, в различных геолого-промысловых условиях.

2.3.Особенности Салымского месторождения Баженовской свиты

Салымские месторождения расположены в Ханты-Мансийском автономном округе, открыто в 1966 году. Баженовская свита Салымского месторождения представляет собой один из сложнейших объектов разработки.

Продуктивная толща свиты обладает следующими характерными геолого-физическими особенностями:

1. резкая площадная неоднородность (фильтрационно-емкостных свойств) ФЕС мозаичного характера;

2. нетипичная (межслойковая) пористость в представительной части коллектора (в глинистых и глинисто-алевролитовых коллекторах), где подвижная нефть содержится между слойками глинистой или керогено- глинистой породы;

3. необычайно высокая сжимаемость нефтеносной породы - по данным в скв. 28 она составила 42-10^-3 МПа, что напоминает сжимаемость губки, наполненной жидкостью;

4. чрезвычайно высокая хрупкость породы коллектора в наиболее продуктивных интервалах пласта: при вскрытии бурением образуется труха, которая не выносится в виде консолидированного керна, но присутствует в шламе;

5. высокая гидрофобность коллектора, в результате чего при умеренных репрессиях вода в пласт практически не поступает;

6. отмеченная при бурении линзовидность продуцирующего пласта проявляется в сильном разбросе начального пластового давления (28-45 МПа) – от гидростатического до аномальновысокого (АВПД). На Баженовской свите Салымского месторождения отмечены случаи АВПД, достигающего 1, 6 (по отношению к гидростатическому давлению);

7. большой диапазон изменения начальной пластовой температуры (100-135 ⁰С);

8. низкие линейные геологические запасы 0, 427 т/м²;

9. запечатанный характер пласта Баженовской свиты Салымского месторождения, не имеющего ни краевой, ни подошвенной, ни поровой воды.

Эти и другие отличительные особенности Баженовской свиты сильно затрудняют проектирование ее разработки, разбуривание, освоение и эксплуатацию.

Разработка Баженовской свиты Салымского месторождения начата в 1974 г. На участке в 10 035 га было пробурено 72 скважины, из которых 11 оказались " сухими", из 25 скважин за время эксплуатации (1974 - 2005 гг.) получено 24, 1 тыс. т нефти (в среднем 964 т/скв.). На 1.01.2006 г. с лицензионнного участка Баженовской свиты добыто 2, 1 млн т нефти. Разработка велась и продолжает вестись на естественном режиме с частичным разгазированием (в основном до Р_пл = 0, 75Р_нас). Так как коллектор существенно гидрофобен, трещиноват, сильно неоднороден и, возможно, линзовиден, то традиционное заводнение не эффективно.

О характере неоднородности коллектора Баженовской свиты можно косвенно судить по " продуктивности скважин" (по накопленной добыче нефти за время её эксплуатации или по числу скважин, оставшихся в эксплуатации после накопления каждой из них определённого количества нефти) (рис. 2.3.).

Рис. 2.3. Выбытие скважин из эксплуатации при накопленной добыче (а) и число выбывающих их эксплуатации скважин, накопленная добыча нефти которых расположена в данном интервале (б)

Скважины: 1 – выбывшие, 2- действующие

Большое число скважин с низкой продуктивностью свидетельствует о резкой неоднородности проницаемости - продуктивности. В то же время на этом фоне имеется несколько скважин с очень хорошей продуктивностью.

На экспериментальном участке, разбуренном 47 скважинами, проведен очень важный промышленный эксперимент по определению влияния плотности сетки скважин на удельную величину извлекаемых запасов нефти. Для эксперимента было выделено два участка, расположенных рядом: 618 га и 2182 га:

	1-й участок	2-й участок
Число скважин
Средняя плотность сетки скв., га/скв	28, 09	87, 28
Накопленная добыча нефти, тыс.т.

Исходя из этих данных получается зависимость:

y = 87, 2 - 0, 3175 x,

где y - линейная плотность извлекаемых запасов нефти, тыс. т/км²; x - плотность сетки вертикальных скважин, га/скв.

На участке с суммарной площадью 2800 га анализ итогов промышленного эксперимента позволил установить два вида коллекторов, которые соответствуют высоко - и низкопродуктивному типам площадей: 1624 га и 1176 га. Линейная плотность извлекаемых запасов этих площадей при одинаковой сетке скважин соотносится как 45: 1. В результате получены зависимости удельных извлекаемых запасов нефти для высоко - и низкопродуктивной площадей от плотности сетки вертикальных скважин:

y₁ = 148 - 0, 5388 x,

y₂ = 3, 29 - 0, 012 x.

В настоящее время в эксплуатации на лицензионном участке Баженовской свиты осталось 9 скважин, которые в сумме добывают 26 тыс. т нефти в год. На многих скважинах были проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ) (табл. 2.3.).

Таблица 2.3.

Успешность проведения методов воздействия на призабойную зону пласта ЮС₀Салымского месторождения

Успешность их оказалась сравнительно низкой – 37, 6 %. В результате этих ГТМ производительность скважин изменилась мало. Исключением из этого правила оказались гидроразрывы пласта (ГРП) с последующей закачкой воды.Успешные ГРП на Баженовской свите проведены на четырех скважинах (105, 106, 558, 592). В общей сложности в эти скважины на 1.01.2006 г. было закачано 96 тыс. м³воды. Суммарный эффект оценивается в ~ 200 тыс. т дополнительно добытой нефти. В этот эффект включено повышение продуктивности названных скважин, а также скважин ближайшего окружения.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 Следующая ⇒