Нефтегазоносных резервуаров и особенности разработки залежей

Pанеe рассматривалось немало примеров разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах, когда величина извлекаемых запасов определялась именно трещинной составляющей фильтрационно-емкостных свойств. Так, Дж.И. Смит пишет[316], что суточная добыча нефти из отложений формации Колонголло мелового возраста на месторождениях Мара и Ла-Пас в Венесуэле в 1951г. достигла 39750 м³/сут, причем пористость матрицы породы не превы­шала 3%, а проницаемость равнялась 1,02 • 10^-2 мкм². Добыча нефти на этих месторождениях была обусловлена трещинной проницаемостью.

Трещиноватось известняка Тамаулипас в Мексике [249, 280] изменяется по площади настолько резко, что скважины, расположенные в 60 м друг от друга, могут иметь совершенно разные дебиты. Сухие скважины оказываются рядом со скважинами, дающими до 4500 м³/cyт тяжелой нефти. Как в трещиноватых известняках Тамаулипас, так и в отложениях мелового возраста в целом значительные дебиты отмечались только при наличии в породе трещин и каверн. На ведущую роль трещиноватости в процессах фильтрации флюидов к забоям добывающих скважин в карбонатных коллекторах указывают Т.Д. Голф-Рахт [43], В.Н. Майдебор [101], E.М. Смехов [191], К.И. Багринцева [9,10], В.Д. Викторин и Н.А. Лыков [33 ], Н.П. Лебединец [90]и многие другие.

В ТПП примером наиболее существенного влияния высокопроницаемых трещинно-карстовых зон на эффективность процес­са извлечения тяжелой высоковязкой нефти из карбонатных коллек­торов может служить среднекаменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторож­дения.

Залежь разрабатывается с 1977г. на естест­венном режиме. Нефть тяжелая, высоковязкая (в пластовых услови­ях r=0,942 г/см³, m=710 мПа^.с), высокосернистая (2,1%), высокосмолистая. Газосодержание пластовой нефти – 22,4 м³/т. Про­дуктивные сильно трещиноватые, пористо-каверновые (иногда закарстованные) известняки, залегающие на глубине от 1100 до 1450 м. Залежь массивного типа имеет активную гидродинамическую связь с подошвенными пластовыми водами. Проницаемость коллекторов по керну (30-40)^.10^-3 мкм², по гидродинамическим исследованиям – 10 мкм² и более.

В феврале 1982 г. с целью повышения нефтеотдачи на участке, расположенном в присводовой части Усинской структуры, были начаты опытно-промышленные работы по паротепловому воздействию (ПТВ) на пласт. Эти работы показали, что ПТВ, достаточно эффективное при разработке относительно однородных пластов, в условиях С₂-Р₁ залежи мало результативно. Активная фильтрация закачиваемого агента по трещинно-карстовым зонам с аномально высокой проницаемостью снижает эффективность ПТВ и делает его практически не регулируемым. Отмечаются линейные прорывы теплоносителя на значительное расстояние, на закачку реагируют скважины не только участка ПТВ-1, но и удаленные от него на 1,5-2км в северо-восточном направлении. Проведенные нами исследования [14, 15, 78] показали, что выделенные в пределах среднекаменноугольно-нижнепермского резервуара трещинно-карстовые зоны оказывают значительное, а в ряде случаев доминирующее, влияние на процесс разработки. Так, по результатам шестикомпонентного химического анализа воды удалось проследить, что закачиваемый в пласт на участке ПТВ-1 теплоноситель (горячая вода) прорывается в северо-восточном направлении по выделенной зоне трещиноватости, т.е. в направлении участка Е₁ (рис. 3.25). В пределах высокопроницаемых зон также отмечается преждевременное обводнение скважин пластовой водой за счет опережающего ее прорыва по трещинам, кавернам и карстовым полостям как со стороны контура нефтеносности, так и из подошвенной части залежи. На рис. 3.25 приведена карта обводненности С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения по состоянию на 01.07.87 г., из которой видно, что основные очаги высокой обводненности скважин, достигающей 90%, приурочены к выделенным зонам разуплотнения. Анализ динамики обводнения добывающих скважин показывает, что в высокопроницаемых зонах при больших депрессиях на пласт (свыше 2-3 МПа) большинство скважин обводняются в первый год эксплуатации независимо от расстояния нижних дыр интервала перфорации до водонефтяного контакта (рис. 3.26). В высокопроницаемых трещинно-карстовых зонах накопленная добыча нефти на скважину в два раза выше, чем вне зон.

Рис. 3.25. Карта обводненности С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения: 1 – контур нефтеносности; 2 – границы опытно-промышленных участков разработки; 3 – участок паротеплового воздействия (ПТВ-1); 4 – участки, на которых планировалось проведение работ по влажному внутрипластовому горению; 5 – трещинно-карстовые зоны; 6 – линии равной обводненности, %

Этискважины характеризуются также значительно большей накопленной добычей нефти на один метр перфорированной мощности, что свидетельствует о высокой горизонтальной и вертикальной флюидопроводности трещинно-карстовых зон.

Гидрохимические исследования, проведенные на С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения, показали, что в субвертикальных зонах разуплотнения скважины обводняются не только пластовой водой пермокарбонового резервуара, но и за счет перетока вод из нижележащих го­ризонтов [182]. В частности, переток вод из серпуховского комп­лекса в пермо-карбоновый был установлен в районе скважин №№ 3083, 3065, 3089, 3243, 3245, 3193, 3195, 3196, 3198, 3201 и др., приу­роченных к выделенной трещинно-карстовой зоне в южной части Усинской структуры. Обобщенные показатели работы скважин на различных участках пермокарбоновой залежи приведены в таблице 3.3.

Рис. 3.26. Зависимость начала обводнения скважин С₂-Р₁ залежи Усинского нефтяного месторождения от глубины нижних дыр интервалов перфорации: 1 – скважины, расположенные в пределах выявленных высокопроницаемых трещинно-карстовых зон; 2 – скважины, расположенные за пределами выявленных трещинно-карстовых зон, (В – верхний объект разработки, С – средний объект разработки, Н – нижний объект разработки)

Сопоставляя эти данные можно сделать следующие выводы:

1) Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину по участкам Е₁ и ПТВ-1 в зонах разуплотнения практически одинакова, а вне зон на участке ПТВ-1 она в три раза меньше (при одинаковых сроках эксплуатации скважин), на участке ЭУЕР (эталонный участок естественного режима) в зонах разуплотнения этот параметр, с учетом сроков эксплуатации скважин, примерно в два paзa выше, чем вне зон. Наименьшая средняя суммарная добыча нефти на одну скважину отмечается по участку Е₂, где разрабатывается нижний объект, характеризующийся наиболее низкими коллекторскими свойствами.

2) Средняя удельная добыча на 1 скважину, с учетом сроков эксплуатации, в зонах разуплотнения ЭУЕР в два раза выше, чем вне зон. Для участков естественного режима, участка ПТВ-1 и Е₁ величина удельной добычи нефти на 1м перфорированной толщины имеет близкие значения.

Таблица 3.3