Анализ структуры остаточных извлекаемых запасов ХМАО-Югры.

Анализ структуры остаточных извлекаемых запасов ХМАО-Югры.

Согласно структуре запасов нефти ХМАО-Югры накопленная добыча нефти 10, 2 млрд т, что составляет немногим более половины запасов. Текущие запасы промышленных категорий распределенного фонда недр составляют 8 млрд т,, в составе которых 2, 5 млрд т нефти в пластах с проницаемостью более 50 мД с обводненностью более 90%. Наибольшие запасы 2, 6 млрд т содержат продуктивные пласты с проницаемостью от 10 до 50 мД и обводненностью 64%. Выработанность начальных извлекаемых запасов нефти этих пластов составляет 37% и делает их первоочередным объектом. В пластах с проницаемостью от 2 до 10 мД содержится 1, 6 млрд т нефти с обводненностью продукции 44% и выработанностью начальных извлекаемых запасов 23%. В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 2 мД содержится 1, 3 млрд т нефти, что при применении современных технологий также являются объектами разработки.

Понятие трудноизвлекаемых запасов нефти. Критерии отнесения

Трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами. В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью. Разработка таких объектов сказывается на технико-экономических показателях из-за необходимости применения нетрадиционных технологий, специального несерийного оборудования и пр.

В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н., 2005 г.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам:

- аномальности свойств нефтей и газов (вязкость);

- неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов);

- типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка);

- технологическим причинам (выработанность);

- горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Виды трудноизвлекаемых запасов на территории ХМАО-Югры.

По геологическим критериям в категорию ТрИЗ на территории ХМАО-Югры отнесены 1150 залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены:

• к продуктивным отложениям текстурного строения типа «рябчик»;

• к породам доюрского комплекса с латеральной и вертикальной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств резервуара, преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора;

• к макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской свиты «мозаичного» строения с высокой степенью неоднородности разреза;

• к отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного строения и неоднородным характером строения резервуара;

• к отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным типом коллектора и резервуара.

Залежи содержат начальные геологические/извлекаемые запасы (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС в количестве 7994/1926 млн.т и 6583/1294 млн.т по категории С₂.

Геолого-физическая характеристика ТрИЗ в пластах с «рябчиковой» текстурой.

Залежи в отложениях пластов с «рябчиковой» текстуройсложены песчано-глинистыми породами алымской свиты, характеризующимися сильной литологической неоднородностью, тонким переслаиванием песчаных и глинистых включений различной формы и размеров. Основная отличительная особенность коллекторов «рябчиковой» текстуры состоит в том, что она представляет собой тонкое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород. В пачке «рябчика» чередование прослоев коллекторов и неколлекторов не всегда подчиняется закону параллельного напластования, а имеет более сложную мозаичную или «рябчиковую» текстуру.

Геолого-физическая характеристика ТрИЗ в доюрском комплексе.

Залежи в доюрском комплексе (ДЮК)приурочены к комплексу пород
дислоцированного складчатого основания (фундамента) и промежуточного комплекса
предположительно пермо-триасового возраста. Триасовые образования представлены
покровами основных эффузивов с прослоями туфов, песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Фильтрационно-емкостные свойства пород доюрского комплекса невысокие. Эффективная
емкость коллекторов преимущественно кавернозно-поровая, преобладающий тип коллектора – кавернозно-порово-трещинный. Несмотря на низкие фильтрационно-емкостные свойства пород по керну, при опробовании пород доюрского комплекса получены неплохие притоки нефти, обусловленные наличием трещин.

Геолого-физическая характеристика ТрИЗ для залежей тюменской свиты.

Залежи тюменской свиты приурочены к продуктивным отложениям с неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей ааленбайос-бат-раннекелловейского возраста.. Особенностями продуктивного разреза тюменской свиты являются сильная фациальная изменчивость отложений. По результатам керновых, гидродинамических и индикаторных исследований установлена высокая степень послойной и зональной фильтрационной неоднородности отложений. Зачастую по разрезу скважины проницаемость слоев-коллекторов меняется на порядок и более, что существенно
сказывается на однородности выработки запасов. Толщина отдельных проницаемых
прослоев невелика и составляет, в основном, 0.5-2.0 м. Песчанистость разреза тюменской
свиты увеличивается вниз по разрезу, где, как правило, мощные песчаные тела
оказываются водонасыщенными. Среднее значение суммарной эффективной

нефтенасыщенной толщины залежей в скважинах изменяется в диапазоне 0.1-15 м и составляет, в среднем, около 4 м.

Геолого-физическая характеристика ТрИЗ для залежей ачимовской толщи.

Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы IV-V класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17% и нефтенасыщенности 51%. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита.

Геолого-физическая характеристика ТрИЗ для залежей нефти баженовской свиты.

Залежи нефти баженовской (тутлеймской) свиты характеризуются сложным строением структуры порового пространства. Выделяется три морфологических типа коллекторов: трещинно-поровый, трещинный и трещинно-кавернозный. Пласты баженовской свиты характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, трещинная ёмкость невелика и составляет 0.1-0.3%, проницаемость для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа составляет 0.01-0.020 мкм², нефтенасыщенность – около 80-90%. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и, в большей степени, определяется фильтрационной сообщаемостью пор.

Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт. Принципы и механизмы действия.

Вследствие дилатансионного воздействия происходит формирование дренажной системы за счет создания сети трещин с использованием высокого давления, в том числе генерируемого в пласте, и вовлечения в процесс разработки ранее не дренируемых зон.

Механический фактор.

При горении порохового заряда в интервале продуктивного пласта находящаяся там жидкость под давлением образующихся газов вытесняется в пласт, расширяет естественные трещины, поровые каналы и создает новые. Максимальная протяженность остаточной вертикальной трещины при сжигании 100 кг пороха оценивается в 15-18 м при ее раскрытии у стенки скважины 5-7 мм.

Тепловой фактор.

Влияние теплового фактора в процессе дилатансионного воздействия существенно отличается по характеру от обычного нагревания за счет чистой теплопроводности породы пласта. При сжигании порохового заряда наблюдается импульсный характер выделения тепловой энергии. Перенос тепла совмещается с интенсивным движением нагретых жидкости и газообразных продуктов горения вглубь продуктивного пласта. При этом теплопередача скелету пласта за счет теплопроводности, по сравнению с теплопередачей по фронту движения горячего флюида незначительна, поэтому практически все тепло отдается только поверхности поровых и трещинных каналов, а вернее, твердым отложениям и сольватным (аномальным) слоям на поверхности этих каналов.

Нагретые пороховые газы, проникая по поровым каналам вглубь пласта, расплавляют выпавшие в процессе эксплуатации скважины тяжелые компоненты нефти (смолы, асфальтены, парафины). После сгорания заряда давление в скважине снижается и пороховые газы, находящиеся в пласте, вытесняются пластовым флюидом в ствол скважины, увлекая за собой расплавленные отложения. Прогрев по длине порово-трещинных каналов в направлении от стенки скважины вглубь пласта может достигать 10 м.

Химический фактор. При сжигании порохов в скважине происходит химическое воздействие агрессивной газовой фазы продуктов горения на скелет породы и пластовую жидкость. Основное данной технологии отличие от ГРП заключается в меньшей продолжительности динамического воздействия на пласт и возможностью регулирования величины этого воздействия. Также преимущество дилатансионной технологии заключается в возможности селективного воздействия на разрез пласта. Наконец, при сгорании ГОС не образуется твердых веществ, засоряющих пористую среду и отрицательно влияющих на ее коллекторские свойства. Также установлено, что дилатансионное воздействие может принципиально повысить успешность повторных разрывов пласта.

31. Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт. Область применения, технологические требования.

При инициировании взрыва жидких взрывчатых веществ радиус зоны воздействия существенно увеличивается по сравнению с взрывом твердых взрывчатых веществ. В этой связи взрывные работы целесообразно проводить не в призабойной зоне скважины, а помещать взрывчатое вещество непосредственно в пласте с целью создания сети микротрещин и области дилатансионного разуплотнения породы. Таким образом, можно увеличить область разрушения и дилатансионного разуплотнения структуры породы. Кроме того, разрушения горной породы, формирующихся в результате воздействия взрывчатого вещества, образуют вокруг себя область дробления породы. Таким образом, формируется двойная среда, представленная породами, вмещающими нефть, и сетью микротрещин, по которым происходит ее транспортировка.

Технология апробирована на десятках нефтяных, газовых, водяных и прочих геотехнологических скважинах в странах СНГ и в странах дальнего зарубежья. В т.ч. на территории ХМАО в 1988 году проводились промысловые испытания дилатансионного воздействия на Стрежевском месторождении. Кроме того в 2007-2008 гг успешное применение дилатансионного воздействия на основе пороховых генераторов давления акустических (ПГДА) отмечено на Славинском, Западно-Славинском и Хултурском месторождениях. И в том и в другом случае достигнут схожий эффект, выразившийся в увеличении дебитов по нефти в 2-2.5 раза с продолжительностью 100-120 сут.

Анализ структуры остаточных извлекаемых запасов ХМАО-Югры.

12 Следующая ⇒